ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS UNIVERSIDAD DE SEVILLA...

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

Departamento de Ingeniería Eléctrica

PROYECTO FIN DE CARRERA

INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA

DE POTENCIA NOMINAL CONJUNTA DE 300 kW

EN UTRERA (SEVILLA)

AUTOR: ALFONSO GARCÉS LÓPEZ-ALONSO

TUTORES: D. JOSÉ ANTONIO ROSENDO MACÍAS

D. PEDRO LUIS CRUZ ROMERO

JULIO 2007

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 0. Índice

INDICE

1. MEMORIA DESCRIPTIVA 5

1.1 OBJETO DEL PROYECTO 5

1.2 EMPLAZAMIENTO 5

1.3 ANTECEDENTES 5

1.4 NORMAS Y REFERENCIAS 6

1.5 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN 8

1.6 PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN

DE SOBRETENSIONES 21

1.7 MEDIDAS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO 23

1.8 ELEMENTOS ANTIINTRUSISMO 23

2. MEMORIA DE CÁLCULO 25

2.1 DEFINICIONES 25

2.2 DATOS DE PARTIDA 26

2.3 DISTRIBUCIÓN DEL HUERTO SOLAR 27

2.4 ESTUDIO ELÉCTRICO FOTOVOLTAICO 29

2.5 CÁLCULOS EN BAJA TENSIÓN 38

1


2.6 PUNTO DE CONEXIÓN 45

2.7 CÁLCULO DE LAS INST. DE PUESTA A TIERRA 53

2.8 LÍNEA SUBTERRÁNEA DE MEDIA TENSIÓN 63

2.9 ESTUDIO DE RADIACIÓN SOLAR 68

3. PRESUPUESTO 91 4. ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y

SALUD 97

4.1 OBJETO 97

4.2 ANÁLISIS DE RIESGO 97

4.3 MEDIDAS PREVENTIVAS 98

5. DESMANTELAMIENTO Y RESTITUCIÓN 107

5.1 OBJETO Y ANTECEDENTES DE DESMANTELAMIENTO 107

5.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS DE DESMANTELAMIENTO 108

6. BIBLIOGRAFÍA 113

2


7. ÍNDICE DE PLANOS 115

ANEXO DE CATALÓGOS Y

DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS 117

3


4

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 1. Memoria Descriptiva

1. MEMORIA DESCRIPTIVA

1.1. OBJETO DEL PROYECTO

El presente proyecto se redacta con el fin de diseñar y calcular una

instalación solar fotovoltaica, de acuerdo a la legislación vigente, para la

obtención de la Autorización Administrativa, así como servir de base a la

hora de proceder a la ejecución de dicha instalación, de forma que lo

proyectado pueda ser directamente ejecutado mediante la correcta

interpretación y aplicación de las especificaciones.

La planta fotovoltaica tendrá una potencia nominal total de 300 kW, la

cual estará a su vez formada por tres instalaciones de 100kW de potencia

nominal cada una.

1.2. EMPLAZAMIENTO

El conjunto de instalaciones fotovoltaicas objeto de este proyecto se

ubicará en la finca denominada “Pago de la Barberisca” situada en el

polígono 10, parcela 56, del término municipal de Utrera (Sevilla).

1.3. ANTECEDENTES

Este proyecto que se pretende realizar en la campiña de Utrera,

pretende compaginar las nuevas tecnologías de producción de energía

mediante paneles solares fotovoltaicos con el aprovechamiento tradicional

de la zona como es la aceituna de verdeo.

Para evitar al máximo el arranque de los olivos, se pretende colocar la

instalación en la zona de la vivienda y huerta actual. Esta situación de la

planta de producción de energía solar fotovoltaica minimizaría el arranque

5


de los olivos y permitiría la construcción de una nueva vivienda con el

máximo aprovechamiento del terreno.

1.4. NORMAS Y REFERENCIAS

Para la realización del proyecto se tendrá en cuenta la siguiente

normativa:

- Ley 54/1997 Ley del Sector Eléctrico que establece los principios de un

modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su

vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en

régimen especial.

- R.D. 1663/2000 Real Decreto sobre conexiones de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión, que establece las condiciones técnicas

y administrativas necesarias para la conexión de instalaciones fotovoltaicas

a la red de baja tensión.

- BOE nº148 21/06/01 Resolución de la Dirección general de Política

Energética y Minas que establece el modelo de contrato tipo y modelo de

facturas para instalaciones solares fotovoltaicas dentro del ámbito de

aplicación del RD 1663/2000.

- R.D. 436/2004 Real Decreto por el que se establece el procedimiento de

inclusión en el régimen especial, también establece las tarifas, primas e

incentivos para energías renovables, así como su revisión.

- R.D.1995/2000 Real Decreto que regula los procedimientos de

autorización de instalaciones de energía eléctrica en general (Título VIII).

Aplicada en el caso de conexión a la red de alta tensión.

- Ley 31/1995 Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

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- RD 841/2002 Real Decreto por el que se regula para instalaciones de

producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la

participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de

información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los

comercializadores de su energía eléctrica producida.

- R.D. 842/2002 Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión “REBT” e

Instrucciones Técnicas Complementarias.

- Normas particulares y condiciones técnicas y de seguridad de 2005 de la

compañía Sevillana-Endesa, versión corregida por Resolución de 23 de

Marzo de 2006 por la Dirección General de Industria, Energía y Minas:

Capítulo I: Generalidades

Capítulo II: Acometidas e Instalaciones de Enlace en BT

Capítulo III: Redes de Distribución en BT

Capítulo IV: CT, Seccionamiento y Entrega

Capítulo V: Redes de Distribución en MT

Capítulo VI: Esp. Téc. para la conexión de suministros en MT

Capítulo VII: Equipos de Medida para la facturación

Cuanta otra reglamentación vigente le sea de aplicación, entre todas

ellas se elegirá siempre la más restrictiva.

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1.5. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

El Huerto Solar descrito en este proyecto estará formado por 3

instalaciones individuales de 100 kW de potencia nominal cada una.

Las instalaciones proyectadas tienen una potencia instalada en módulos

de 110,88 kWp cada una, utilizando 616 módulos STM 180 (de 180 Wp

potencia pico), lo que totaliza una potencia en la planta solar de 332,64

kWp.

En la conexión de la instalación fotovoltaica se respetará que la caída de

tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación

fotovoltaica sea inferior al 1,5 % de la tensión nominal y no deberá

provocar en ningún usuario de los conectados a la red la superación de los

límites indicados en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

El factor de potencia de la energía suministrada a la compañía

distribuidora será lo más próximo posible a la unidad pero nunca inferior a

0,86. Los inversores previstos inyectarán corriente con un factor de

potencia unidad.

MATERIAL DE LAS CÉLULAS

Tipos de células

- Silicio cristalino: Monocristalino y Policristalino

- Película delgada: Silicio Amorfo, diseleniuro de cobre e indio (CIS),

teluro de Cadmio.

- Células híbridas.

Las células cristalinas están formadas fundamentalmente por silicio,

siendo éste el material más abundante en la Tierra después del oxígeno. No

se encuentra en estado puro sino unido químicamente al oxígeno en forma

de dióxido de silicio. Para obtener silicio puro se debe separar el oxigeno no

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deseado del dióxido y para ello se introduce la “arena de cuarzo” junto con

“polvo de carbono" en un crisol donde ambos se funden. De esta manera se

obtiene el denominado silicio metalúrgico con una pureza del 98%.

Este silicio no es de la suficiente pureza como para que pueda ser

utilizado con fines electrónicos, ya que para estas aplicaciones se exige un

grado de impurezas admisible de una milmillonésima parte. Por este motivo

se purifica el silicio metalúrgico mediante procesos químicos.

El silicio se muele y se mete junto con gas de hidruro de cloro

(clorhídrico) en un horno. El producto químico de dicha reacción es

hidrogeno y Cl3Si, un liquido que hierve a 31ºC. Mediante destilaciones

sucesivas se alcanza el grado de pureza deseada ya que en cada destilación

este va aumentando.

Posteriormente se coloca el Cl3Si, con hidrógeno a 1000ºC obteniéndose

así silicio. El silicio puede ser manipulado posteriormente de muchas formas

diferentes. En función del procedimiento se obtienen células monocristalinas

o policristalinas.

Los fabricantes de células solares se proveen, hasta ahora,

principalmente del material procedente de los residuos de semiconductores

en la industria electrónica.

Células monocristalinas de silicio

Fabricación: Para la obtención de silicio monocristalino de aplicación

terrestre se establece un proceso denominado Czochralski (proceso en

crisol).

Mediante este procedimiento se toma una semilla de silicio

monocristalino con una determinada orientación cristalina y se introduce en

el crisol hasta que toca la superficie de la masa fundida de silicio que se

encuentra en el crisol (punto de fusión 1420ºC) y se extrae hacia arriba

girando muy lentamente sobre el eje de la varilla.

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De esta manera se elaboran monocristales cilíndricos de un diámetro de

unos 30 cm y una longitud de varios metros. Estos cilindros se cortan

después en finas láminas de unos 0,3 mm de espesor denominadas obleas.

En el biselado y corte de las obleas de los monocristales se desperdicia gran

parte del silicio, quedando como residuos.

A partir de las obleas dopadas tipo p se produce una fina capa dopada

tipo n mediante difusión de fósforo (a una temperatura de 800 a 1200ºC).

Tras la colocación en la capa posterior del contacto (electrodo posterior) se

colocan las líneas por dónde circula la corriente en la cara anterior de la

oblea y se le dota de una capa antirreflectante (AR).

Existen otros procedimientos de fabricación de silicio monocristalino

como el de fases líquidas que permite obtener células solares con mayor

pureza y con un rendimiento entre un 1-2 % mayor. El material de partida

utilizado en este caso es una varilla de silicio de gran pureza pero muy caro.

Éste es introducido en una bobina y con ayuda de un campo de alta

frecuencia se funde desde abajo hacia arriba.

A partir de una semilla de silicio monocristalino en la punta de la varilla

se convierte en silicio monocristalino enfriado. Las impurezas del material

se quedan en la fundición.

Rendimiento: 15 - 18% (Silicio Czochralski)

Forma: Según la cantidad de materia que se bisele se tienen células

cuadradas, semicuadradas o redondas. Las células redondas son más

baratas que las semicuadradas o que las cuadradas, ya que en su

elaboración se desperdicia menos cantidad de material. Sin embargo no son

las más empleadas en los módulos estándar debido al mal aprovechamiento

de la superficie. En módulos especiales para la integración en fachadas

dónde se busca un cierto grado de transparencia las células redondas son

una buena alternativa.

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Medidas: la mayoría 10 x 10 cm ó 12,5 x12,5 cm; Ø=10, 12,5 ó 15 cm

Espesor: 0,3 mm

Estructura: homogénea

Color: Azul oscuro a negro (con AR), gris (sin AR)

Célula monocristalina cuadrada y semicuadrada

Células policristalinas de silicio

Fabricación: El proceso de elaboración más usado para la obtención de

silicio policristalino es el procedimiento de fusión en bloques. Se toma sílice

al vacío y se calienta a 1500 ºC, que debido a la menor temperatura del

fondo del crisol en frío, a 800ºC se enfría de nuevo. Se forma n bloques de

silicio de 40 x 40 cm y 30 cm de altura.

Los bloques se cortan con una sierra en lingotes primero y

posteriormente en obleas de 0,3 mm de espesor. En el corte de las obleas

se pierde parte del silicio.

Mediante el proceso de dopaje con fósforo también se ponen los

contactos eléctricos por la cara posterior. Por último se dota a la oblea con

la red para direccionar la corriente en la cara anterior así como de un

tratamiento superficial antirreflectante (AR).

Rendimiento: 13-15%

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Forma: cuadrada

Medidas: 10x10cm, 12,5 x 12,5 cm, 15 x 15 cm

Espesor: 0,3 mm

Estructura: Por el procedimiento de fusión en bloques se forman cristales

con diferentes orientaciones. Debido a la diferente reflexión de la radiación

se reconocen fácilmente los cristales en la superficie (estructura de la flor

del hielo)

Color: Azul (con AR), gris plata (sin AR)

Tipos de Oblea policristalina

A nivel comercial, los módulos que más se utilizan son los de silicio

monocristalino y los de silicio policristalino. De los dos, el monocristalino es

más eficiente (del orden de un 5-10 % más para la misma superficie de

captación) y con una duración mayor en sus características eléctricas

mientras que el policristalino suele ser más barato que el monocristalino

para la misma potencia pico (del orden del 5-10 % menos).

A título orientativo, si se utilizan sistemas de seguimiento de la posición

del sol, o sistemas de baja concentración de la radiación, se recomiendan

módulos monocristalinos frente a los policristalinos ya que por la mayor

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eficiencia de los módulos monocristalinos por unidad de superficie aumenta

la captación de energía para un sistema de seguimiento.

CARACTERÍSTICAS DE MÓDULOS

El módulo fotovoltaico utilizado será el SunTechnics STM 180F fabricado

por SunTechnics. Este modelo se caracteriza por tener una gran eficiencia

debido a su alta tecnología con una eficiencia mínima de la célula del 20%,

las 72 células de contacto al dorso de silicio monocristalino de alto

rendimiento (Back Contact Cell), que componen este módulo de

dimensiones compactas, están protegidas por un cristal Albarino con capa

antirreflejante. Conexiones entre células con conectores tipo Multi-Contact

para una alta fiabilidad de montaje y cumple clase de protección eléctrica II.

Marco de aluminio anodizado en negro, resistente a la corrosión.

El módulo STM 180F cumple con todas las especificaciones de calidad

requeridas. Éste módulo fotovoltaico lleva de forma claramente visible e

indeleble el modelo y nombre o logotipo de SUNTECHNICS.

Las características eléctricas del módulo STM 180F se adjuntan en el

apartado de Características Técnicas de los Equipos.

Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215

para módulos de silicio cristalino así como estar cualificados por algún

laboratorio reconocido, lo que se acreditará mediante la presentación del

certificado oficial correspondiente.

Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación

como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de

alineación en las células o burbujas en el encapsulante.

CARACTERÍSTICAS DE SOPORTES

La estructura soporte tiene las funciones principales de servir de soporte

y fijación segura de los módulos fotovoltaicos así como proporcionales una

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inclinación y orientación adecuadas, para obtener un máximo

aprovechamiento de la energía solar incidente.

La instalación se realizará con orientación sur, para una inclinación

óptima de 30º, considerando una separación entre estructuras que eviten

el sombreado de las estructuras entre si.

Se han elegido unas estructuras de SunTechnics modelo SolarGigant II,

que aseguran resistencia a las cargas de viento hasta una velocidad de

150km/h (en posición horizontal) y de 100km/h en cualquier posición,

frente a cargas de nieve hasta 1,4kN/m2. Los soportes están construidos

con perfiles en aluminio extrusionado (AlMgSi 0,5) y las piezas pequeñas en

acero inoxidable (V2A). Además en el diseño de la estructura se ha buscado

por su facilidad de montaje de los módulos y se tendrá en cuenta la

realización de labores de mantenimiento y/o sustitución de los mismos.

CARACTERÍSTICAS DE INVERSORES

Los módulos fotovoltaicos generan corriente continua de intensidad

proporcional a la radiación incidente. Para que el sistema pueda operar en

paralelo con la red existente es necesario transformar esa corriente

continua en corriente alterna de las mismas características que la de la red.

El sistema de conversión de potencia para esta instalación estará

formado por tres inversores SOLARMAX 100C de potencia nominal 100kW.

Su configuración en la instalación es tal que a cada inversor convergen 616

módulos de una potencia pico de 180 Wp, dando una potencia pico total de

110,88 kWp.

Los inversores se instalarán de forma agrupada en centro monobloque

de hormigón de la marca y modelo PFU de Ormazábal, de dimensiones

adecuadas para albergar en su interior los equipos.

El funcionamiento de los inversores es totalmente automático. En cuanto

los módulos solares comienzan al alba con la generación de suficiente

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potencia, la unidad de control y regulación comienza con la supervisión de

la tensión y frecuencia de la red. El inversor comienza con la alimentación

en cuanto dispone de una irradiación solar suficiente, trabajando de tal

modo que se extraiga la máxima potencia posible de los módulos. Ésta

función que se denomina MPPT (Maximum Power Point Tracking).

Los inversores seleccionados disponen de un transformador AF (AF =

alta frecuencia) que garantiza la separación galvánica entre el lado de

corriente continua y la red.

Las características técnicas del inversor se muestran en el apartado de

Características Técnicas de los Equipos.

CABLEADO, CAJAS Y ZANJAS EN CORRIENTE CONTINUA

Cableado

El conexionado entre módulos se realizará con terminales multicontacto

que facilitarán la instalación y además aseguran la durabilidad de las

conexiones.

A partir del generador fotovoltaico los positivos y negativos se conducen

separados, protegidos y señalizados de acuerdo a la normativa vigente.

Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para

asegurar caídas de tensión inferiores al 1,5 % en la parte de CC de la

tensión nominal, calculando los cables para una intensidad máxima

admisible igual a la de cortocircuito del generador fotovoltaico.

El cable utilizado será un conductor flexible de cobre con aislamiento de

polietileno reticulado, especialmente diseñado para intemperie y con

resistencia contra los rayos UV. Está fabricado de acuerdo a norma UNE 21-

123 y presenta unas prestaciones elevadas frente a sobrecargas y

cortocircuitos.

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El cableado de continua presentará doble aislamiento y será adecuado

para el uso en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo a la norma UNE

21-123.

Cajas de conexión

Las cajas de conexión en corriente continua deben ser resistentes a las

condiciones climáticas del lugar, y como las que se coloquen en los soportes

irán en el exterior precisan un grado de protección mínima IP 64, así como

tener aislamiento clase II, con una clara distribución entre el polo positivo y

el negativo. Serán cajas de dimensiones adecuadas, en su interior deben

estar claramente identificados cada uno de los circuitos, fusible,

interruptores, etc. El acceso a estas cajas estará limitado a personal

autorizado.

Se colocará una caja de conexión por cada cuatro estructuras

soporte, conectando los 4 x 28 = 112 módulos que albergan. Estas cajas,

contarán con las bornas de conexión, los fusibles de seguridad o

interruptores necesarios, así como el cable de conexión equipotencial que se

conecta a tierra.

Las protecciones y forma de conexión del cableado queda especificada

en los esquemas unifilares adjuntos.

Zanjas:

Toda la instalación eléctrica se realizará bajo zanja de 0,8 m de

profundidad según REBT.

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DISTRIBUCIÓN EN CORRIENTE ALTERNA Y CONEXIÓN A RED

Cableado

El cableado de CA se corresponde al último tramo de la instalación

fotovoltaica, el cual finalizará con la conexión física de la misma a la red

eléctrica de distribución en baja tensión. Este tramo se inicia a la salida del

inversor y finaliza en el punto de conexión a la red de baja.

El cable utilizado será un conductor flexible de cobre con aislamiento de

polietileno reticulado especialmente diseñado para intemperie y con

resistencia contra los rayos UV. Está fabricado de acuerdo a norma UNE 21-

123 y presenta unas prestaciones elevadas frente a sobrecargas y

cortocircuitos.

Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para

asegurar caídas de tensión inferiores al 1 % en la parte de CA de la tensión

nominal, incluidas las posibles pérdidas por terminales intermedios, y los

límites de calentamiento recomendados por el fabricante de los

conductores, según se establece en el Reglamento Electrotécnico de Baja

Tensión.

Caja de conexión

Las cajas de conexión en corriente alterna deben ser resistentes a las

condiciones climáticas del lugar, irán en el interior de la caseta donde se

encuentran los contadores, deberán tener aislamiento clase II. Se colocará

una caja de conexión por cada contador, serán cajas de dimensiones

adecuadas, en su interior deben estar claramente identificados cada uno de

los, interruptores. El acceso a estas cajas estará limitado a personal

autorizado.

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EQUIPOS DE MEDIDA Y PROTECCIÓN

Protecciones

El sistema de protecciones deberá ser consistente con lo exigido por la

reglamentación vigente. Se instalarán:

- Interruptor general manual; que cumple a la vez la función de interruptor

magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por

Endesa en el punto de conexión. Éste interruptor es el que conecta ó

desconecta el generador fotovoltaico al cuadro de AC, será accesible a

Endesa con objeto de poder realizar la desconexión manual.

- Interruptor automático diferencial; es el interruptor que protegerá a las

personas en caso de derivación de algún elemento de la parte alterna de la

instalación.

- Magnetotérmico general; protege a las personas y los equipos de

sobreintensidades.

- Fusible de corriente continua; protege los conductores.

- Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia; formado

por el relé de frecuencia que estará calibrado entre los valores 51 y 49 Hz y

deberá actuar cuando la frecuencia sea superior ó inferior a la de la red

durante más de 5 períodos. Esta protección está incorporada en los

inversores.

- Protección para la interconexión de máxima y mínima tensión; formado

por el relé de tensión, que estará calibrado entre los valores 1,1 y 0,85 de

la tensión de servicio de la red. El tiempo de actuación debe ser inferior a

0,5 segundos. Esta protección está incorporada en los inversores.

- La protección de derivación a tierra tanto del positivo como del negativo

está incluida en los inversores.

- Sistema de prevención de funcionamiento en isla. Este sistema viene

incorporado al inversor el cual desconecta automáticamente el generador

fotovoltaico cuando no detecta tensión en la red de suministro.

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Por supuesto, el rearme de la instalación se realizará de forma

automática una vez que se restablezca la tensión y frecuencia de red dentro

de los límites prefijados. Los inversores aseguran la reconexión en 180s.

Equipos de medida

Toda la instalación cumplirá con lo dispuesto en el Real Decreto

1663/2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones

fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

Para medir la energía eléctrica recibida por la instalación fotovoltaica y la

entregada por ella se dispondrá de un equipo común. Todos los elementos

integrantes del equipo de medida se encontrarán precintados por la

empresa distribuidora.

El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el

consentimiento escrito de la compañía distribuidora. En caso de peligro

pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la compañía eléctrica;

siendo en este caso obligatorio informar a la compañía distribuidora de

inmediato.

La colocación de los contadores y las condiciones de seguridad se

realizarán de acuerdo a la ITC-BT-16. Los contadores se ajustarán a las

características especificadas en las normas UNE 20.439, 21.310 y 21.311 y,

para la activa, como mínimo a las de clase de precisión 2 regulada por el

R.D. 875/84.

Las características del equipo de medida de salida serán tales que la

intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación

fotovoltaica se encuentre entre el 50% de la intensidad nominal y la

intensidad máxima de precisión de dicho equipo, tal como se especifica en

el artículo 48 del Reglamento de Verificaciones Eléctricas.

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Cada instalación de potencia nominal 100kW tendrá que utilizar medida

indirecta con transformador de intensidad de relación 200/5 A. El contador

será también trifásico de Tipo 4 medida semiindirecta.

Cuadro de distribución, protección y mando

Es el cuadro donde se alojan las protecciones de las personas contra

contactos directos e indirectos, y de la instalación frente a cortocircuitos,

sobrecargas y sobretensiones de las corrientes alternas generadas a la

salida de los inversores. Está formado por un cuadro (IP55 según CEI-529)

de Poliéster, reforzado con fibra de vidrio, prensado en caliente que aloja

los diferentes mecanismos de protección y mando. Dicho cuadro es de doble

aislamiento según IEC 439-1 (EN 60.439-1) y resistente a los principales

agentes químicos y atmosféricos. Es resistente al fuego (según CEI 695.2.1)

y auto extinguible.

Al cuadro tendrá acceso la empresa de distribución y su alojamiento

deberá ser definido por dicha empresa. El cuadro está formado básicamente

por los siguientes elementos para los tres tipos de configuraciones:

Interruptor magnetotérmico con relé diferencial: 4P, 160 A /125 A, 16kA,

de caja moldeada.

Interruptor de protección y mando contra sobrecargas y cortocircuitos.

Características técnicas:

Norma de referencia: IEC 60947-3

Número de polos: 4P.

Intensidad nominal: 160 Amperios, regulable 125 A.

Tensión nominal: 380/415Vca.

Poder de corte: Nivel B, a 380/415 V, poder de corte 16kA.

Toroidal con bobina de disparo asociada a interruptor magnetotérmico.

Interrumpe un circuito en caso de producirse un defecto de aislamiento

entre conductores activos y tierra igual ó superior a un valor de 300mA.

Características técnicas:

Normas de referencia: IEC 61008-1, IEC 755, IEC 255-5

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Clase: A superinmunizada.

Sensibilidad: 0,03 … 3 A.

Retardo: 0,02 … 1 0 s. Curva inversa: instantánea o selectiva.

Cuadro general de Protección y Contadores.

Es el cuadro que contiene los contadores de energía consumida,

generada y fusibles de protección. Dicho cuadro estará homologado por

Endesa. En todo caso la instalación del cuadro de contadores, los equipos

de medida y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo con el ITC-BT-

13.

Se instalarán contadores aptos para generación de medida semi-

indirecta con trafos de 200/5 A.

Características técnicas de los contadores:

Clase de precisión 1 en Activa.

Clase de precisión 2 en Reactiva.

Medida en 4 cuadrantes.

2 Puertos RS 232 ó RS 485.

1 Puerto óptico.

Curva de carga de 213 días.

Nº de cierres de facturación: 64 uds.

Nº de eventos: 512 uds.

Lectura remota.

1.6. PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN FRENTE SOBRETENSIONES

Toda la instalación cumplirá con lo dispuesto en el Real Decreto

1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red.

La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se realizará de forma que

no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa

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distribuidora, asegurando que no se produzca transferencia de defectos a la

red de distribución.

La estructura soporte, y con ella los módulos, se conectarán a tierra con

motivo de reducir el riesgo asociado a la acumulación de cargas estáticas.

De esta forma se consigue limitar la tensión que con respecto a tierra

puedan presentar las masas metálicas, así como propiciar el paso a tierra

de las corrientes de falta o descarga de origen atmosférico. A esta misma

tierra se conectarán también las masas metálicas de la parte de alterna

(fundamentalmente inversores). Por tanto todas las masas de la instalación

tanto de la parte de continua como de la alterna estarán conectadas a una

única tierra, siendo ésta independiente de la del neutro de la empresa

distribuidora de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión. La sección

mínima del cable será de 16 mm2.

Por tanto la configuración eléctrica de la instalación será flotante,

garantizándose la protección frente a contactos indirectos mediante la

utilización de cableado, cajas y conexiones de clase II.

De esta manera, se conectarán las masas metálicas de los módulos

entre si mediante conductor de Cu de puesta a tierra de 16 mm2 de sección

y conectado a la estructura de los módulos.

Se clavará una pica de tierra de Cu de 2,0 m de longitud para cada

grupo de soportes, por tanto para los grupos de 100 kW nominales se

conectarán entre si las 22 estructuras soporte que lo integran y estas a una

pica.

Existirán dos líneas generales de tierra que se unirán en un punto de

puesta a tierra. Las masas metálicas de todos los armarios también se

unirán a la línea general de tierra. Se comprobará la continuidad de todas

las conexiones a tierras antes de la puesta en servicio de la instalación y en

las revisiones periódicas.

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Para proteger la instalación frente a sobretensiones contará con

varistores para protegerla, habrá varistores en la parte de corriente

contínua como en la parte de corriente alterna colocándolos de acuerdo con

las tensiones existentes.

1.7. MEDIDAS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO

- La instalación cumplirá con las especificaciones del Reglamento

Electrotécnico de baja tensión, en particular con las Instrucciones

Técnicas Complementarias (ITC) BT-17, BT-20 y BT-40.

- Las conexiones, cableados, equipos y mecanismos de la instalación

situados en intemperie tendrán un grado de protección mínimo

IP.535 (Norma UNE 20-324).

- Los enchufes y tomas de corriente serán tales que no puedan

producirse confusiones entre los polos positivo y negativo en CC.

- Los equipos electrónicos y aparatos incluidos en la instalación

cumplirán las condiciones de seguridad de la Norma UNE 20-5141

que le sean aplicables.

- Los convertidores CC/CA se instalarán lo más cerca posible de la

generación.

1.8. ELEMENTOS ANTIINTRUSISMO.

Como argumentos de seguridad en la planta pondremos varios sistemas

que trabajan de forma conjunta.

a) Se hará un vallado perimetral de 2 metros de altura y tres alambres de

espino en coronación.

b) Se instalará una barrera de infrarrojos perimetral.

c) Circuito cerrado de TV, con grabación automática de eventos.

d) Encendido automático de luces y funcionamiento de sirena.

e) Comunicación vía telefónica con central de alarma y personal de

servicio.

f) Cableado mediante lazo de los módulos fotovoltaicos.

g) Colocación de protección en los tornillos de fijación de los módulos.

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Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 2. Memoria de Cálculo

2. MEMORIA DE CÁLCULO

2.1 DEFINICIONES

Instalaciones fotovoltaicas

Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa

de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio.

Instalaciones fotovoltaicas interconectadas

Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa

distribuidora.

Línea y punto de conexión y medida

La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las

instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora

o con la acometida del usuario,

denominado punto de conexión y medida.

Interruptor automático de la interconexión

Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de

interconexión.

Radiación Solar

Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

Irradiancia

Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente por

unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

Irradiación

Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de

un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.

Generador fotovoltaico

Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

Célula solar o fotovoltaica

Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.

Módulo o panel fotovoltaico

Conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas

entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.

Rama fotovoltaica (String)

25


Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-

paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

Condiciones Estándar de Medida (CEM)

Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas

universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares y

definidas del modo siguiente:

– Irradiancia solar: 1000 W/m2

– Distribución espectral: AM 1,5 G

– Temperatura de célula: 25 °C

Potencia pico

Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.

Potencia pico o nominal del generador fotovoltaico

Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos.

Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal

Suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el

fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones

nominales de funcionamiento.

TONC

Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la

temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a

una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la

temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento, de 1 m/s.

2.2 DATOS DE PARTIDA

Ubicación Geográfica: Termino municipal de Utrera, provincia de

Sevilla.

Superficie disponible: La parcela de la que disponemos tiene unas 4

hectáreas, pero está destinada en su mayoría al cultivo del olivo. Sólo

disponemos de una parte de la parcela para nuestra instalación que, según

queda reflejado en el plano, es una zona rectangular de unos 20x200

metros.

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Potencia a instalar: La máxima que podamos obtener con la superficie

disponible.

2.3 DISTRIBUCIÓN DEL HUERTO SOLAR

La distribución de la instalación se realiza teniendo en cuenta los

siguientes aspectos:

La potencia nominal de cada instalación no debe superar los 100

kW. Esto responde a un aspecto fundamentalmente económico en lo que se

refiere a la rentabilidad del huerto solar. El Real Decreto 436/2004 de 12 de

Marzo dice textualmente en su artículo 33:

Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupo b.1:

energía solar.

1. Instalaciones de energía solar fotovoltaica del

subgrupo b.1.1 de no más de 100 kW de potencia

instalada:

Tarifa: 575 por ciento durante los primeros 25 años

desde su puesta en marcha y 460 por ciento a partir

de entonces.

2. Resto de instalaciones de energía fotovoltaica del

subgrupo b.1.1:

Tarifa: 300 por ciento durante los primeros 25 años

desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir

de entonces.

Este porcentaje al que se refiere el Real Decreto es el porcentaje a

aplicar sobre la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida

en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002. Si en 2007 tenemos un precio

de referencia del kWh eléctrico de 7.7644 c€, esto quiere decir que el kWh

de energía eléctrica producida en una instalación de menos de 100 kW de

potencia nominal sería de:

7.7644 x 5.75 = 44.6453 c€

27


Por contra para una instalación de más de 100 kW el precio de venta sería

de:

7.7644 x 3 = 23.2932 c€

Razón más que suficiente para declinarnos a subdividir el huerto solar en

instalaciones de no más de 100 kW.

A mayor tensión menores perdidas. Mientras mayor sea la potencia

nominal del inversor, mayor tensión del generador solar permite. Esto se

traduce en que el número de módulos fotovoltaicos que se conecten en

serie puede ser mayor y por lo tanto la tensión nominal de nuestra

instalación sea mayor. Esta configuración con un inversor de gran potencia

que recoja la potencia se denomina de “inversor central”.

Existe otra configuración por la que no se ha optado en este caso, la cual

tiene sus ventajas e inconvenientes. Es la de instalar los denominados

“inversores string”. Estos son inversores que se ubican al final de cada

cadena de módulos fotovoltaicos que se conectan en serie, y tienen una

potencia de hasta 10 kW. Poseen la ventaja de que al agrupar menos

módulos en un mismo inversor, éste puede sacar mejor rendimiento de

cada uno, pues el sistema de “seguimiento del punto de máxima potencia”

funciona mejor mientras más parecido sean los módulos (los cuales suelen

tener una tolerancia del 3% en sus parámetros) y mientras más parecidas

sean las condiciones de radiación a las que están sometidos. Lo que es

decir, que al tener menor número de módulos es más fácil que sean más

parecidos y que sus condiciones de irradiancia se asemejen más.

Otra ventaja de los inversores string es que una avería en uno de ellos

no hace de que se dejen producir 100 kW, sino 10 kW tan sólo, aunque al

tener mayor número de inversores mayor es la probabilidad de que alguno

se averíe.

El problema es que diez inversores string de 10 kW son más caros que

un inversor central de 100 kW, si bien es verdad que los inversores string

están preparados para el exterior, por lo que nos ahorraríamos la caseta

donde se ubicarían los inversores centrales.

28


Minimizar distancias para ahorrar en cableado. El inversor debe ir

situado lo más próximo posible a los captadores solares, y estos deben

concentrarse en el menor espacio posible. Hay que tener en cuenta que las

filas de captadores deben respetar una distancia mínima entre ellas para

evitar sombras.

2.4 ESTUDIO ELÉCTRICO FOTOVOLTAICO

Según lo expuesto se plantea hacer una instalación de una potencia

nominal total de 300 kW, dividido en tres instalaciones de 100 kW.

El inversor a usar será el SolarMax 100C y los módulos fotovoltaicos

serán de la marca y modelo Suntechnics STM-180 (los datos técnicos se

especifican en el anexo correspondiente). La estructura a utilizar será la

Solar Giant que puede ubicar hasta 28 captadores de este tipo.

Tendremos que decidir:

a) Cuántos módulos conectar en serie por string

b) Cuántos ramales conectar en paralelo

a) CUÁNTOS MÓDULOS CONECTAR EN SERIE POR STRING

Para saber el número óptimo de módulos a conectar en serie tendremos

que saber cual es el rango de tensiones en el que nuestro inversor trabaja

sacando el máximo partido del generador fotovoltaico. Es lo que se conoce

como “rango de tensiones de máxima potencia”.

Cada módulo fotovoltaico tiene una curva característica I-V, como la

que se detalla en la figura.

El eje de abcisas es la tensión y el de ordenadas la intensidad. Los

valores señalados son:

- Imp: intensidad de máxima potencia.

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- Icc: intensidad de cortocircuito.

- Vmp: tensión de máxima potencia.

- Vca: tensión a circuito abierto.

Curva I-V característica de un módulo fotovoltaico

Esta gráfica se corresponde a unas condiciones de Irradiancia y

temperatura de panel dadas, la curva gruesa a trazos es la que nos da la

intensidad del módulo en función de la tensión a la que éste se encuentra y

la curva delgada continua es la potencia que se genera para cada par

tensión-intensidad.

Tenemos un punto donde se maximiza la potencia, siendo este el punto

que el inversor busca obtener en cada momento, regulando la tensión a la

que funciona nuestro sistema.

La curva, aunque semejante en forma, será diferente según las

condiciones de irradiancia y temperatura de panel que tengamos en cada

momento, y es por eso que el inversor tiene definido un rango de tensiones

en el cual es capaz de localizar el punto de máxima potencia.

30


Los pasos a seguir para realizar un buen acople entre el inversor y los

módulos son los siguientes:

1. Analizar la variación de los parámetros característicos del módulo

según la irradiancia y la temperatura.

2. Estimar los días más extremos del año en irradiancia y temperatura

para así calcular la tensión de máxima potencia mínima y máxima del

captador a lo largo del año.

3. Según la tensión mínima y máxima calculada, ver cual es el número de

módulos que podemos conectar en serie sin salirnos del rango de tensión en

el cual el inversor es capaz de localizar el punto de máxima potencia.

4. Comprobar que no se supera la máxima tensión de funcionamiento

admitida por el inversor.

La tensión de máxima potencia (Vmp) varía linealmente con la

temperatura del módulo, disminuyendo a medida que aumenta la

temperatura según un coeficiente que viene dado por el fabricante. Para el

STM-180 tenemos:

ΔVmp/ΔT = 0,096 V/ºC

La Vmp de referencia que nos da el fabricante es la que se corresponde

a las condiciones estándar de medida, siendo:

Vmp (25ºC,1000 W/m2) = 23,7 V

La fórmula que nos da la Vmp en función de la temperatura del módulo:

Vmp (T) = Vmp (25ºC,1000 W/m2) + ΔVmp/ΔT x (25-T)

Sustituyendo los valores de nuestro captador:

Vmp (T) = 23,7 + 0,096 x (25-T)

31


Necesitamos saber cual es la temperatura máxima y mínima del panel el

día más frío y el día más caluros del año.

Para Sevilla consideraremos:

- Día más caluroso: Tamb = 45 ºC , I = 1000 W/m2

- Día más frío: Tamb = 0 ºC, I = 100 W/m2

La fórmula que nos da la temperatura del panel en función de la

temperatura ambiente y la irradiancia es:

ITONCTambT ⋅−

+=800

20

Si nuestro captador tiene un TONC = 47,5ºC; para los días considerados

tendremos:

Tmax = T (45ºC,1000 W/m2) = 45 + [(47,5-20)/800]x1000 = 79,38 ºC

Tmin = T (0ºC,100 W/m2) = 0 + [(47,5-20)/800]x100 = 3,44 ºC

Y por lo tanto la Vmp mínima y máxima será:

Vmp,min = Vmp (Tmax) = 23,7 + 0,096 x (25 - 79,38) = 18,48 V

Vmp,max = Vmp (Tmin) = 23,7 + 0,096 x (25 – 3,44) = 25,77 V

El rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima potencia de

nuestro inversor es de 430 a 800 V, y teniendo en cuenta que al ir

conectando paneles en serie estamos sumando la tensión total que tenemos

a la salida, deberán de cumplirse las condiciones siguientes:

Nps x Vmp,min > 430 V Nps > 430/18,48 Nps > 24

Nps x Vmp,max < 800 V Nps < 800/25,77 Nps < 31

Estas inecuaciones nos dicen que si conectamos entre 24 y 31 paneles

en serie, nos aseguramos de que todos los días del año nuestra tensión de

salida del generador fotovoltaico estará comprendido entre 430 y 800 V,

32


esto es, el rango de tensión en el cual el inversor hace el seguimiento del

punto de máxima potencia.

En principio el número óptimo de módulos a interconectar en serie sería

31, pues al tener mayor tensión tenemos menores perdidas. Pero

finalmente nos decidimos por hacer una conexión en serie de 28 módulos

por string, ya que la estructura que disponemos puede albergar hasta 28

módulos, obteniéndose por tanto un string por cada estructura. Esto

simplifica considerablemente el cableado de nuestro huerto solar al tener

una mayor homogeneidad en la distribución de la instalación.

Finalmente tendríamos que comprobar que no se sobrepasan los valores

límites de tensión en intensidad soportados por nuestro inversor.

El Solarmax 100C soporta una tensión máxima a circuito abierto de 900

V y una intensidad máxima de 225 A a la entrada, es decir, en la parte de

corriente continua.

La tensión a circuito abierto de nuestro panel (la máxima que puede

alcanzar) en las condiciones estándar de medida es Vca = 30,0 V.

Por tanto, la tensión máxima a circuito abierto de nuestra instalación

valdrá:

Nps x Vca = 28 x 30 = 840 V

Puesto que:

840 V < 900 V

Se verifica que no sobrepasaremos la tensión máxima soportada por

nuestro inversor.

33


b) CUÁNTOS RAMALES CONECTAR EN PARALELO

Se trata de ver que potencia pico total del generador fotovoltaico

conectamos a nuestro inversor.

Si bien el número máximo de ramales que se conectan en paralelo vendrá

dado por la intensidad máxima que soporta nuestro inversor, el elegir la

potencia pico a instalar es una decisión algo más subjetiva, pues la

radiación, y por tanto, la producción de nuestro generador fotovoltaico será

variable.

Es claro que a mayor número de módulos más energía produciríamos, el

problema es que no aprovecharíamos todo el potencial de los módulos y del

inversor, y podríamos caer en un sobredimensionamiento de la instalación

costoso e innecesario.

Por ejemplo, si instaláramos un número de módulos que nos diera una

potencia pico de 130 kW estos nos darían una buena producción en invierno

(si consideramos que en esta época del año las condiciones desfavorables

harían que la potencia generada fuera inferior a 100 kW), pero en verano

estaríamos produciendo por encima de 100 kW, valor máximo de potencia

que es capaz de generar nuestro inversor. En este caso, se desaprovecharía

parte de la energía producida.

En muchas ocasiones el fabricante del inversor da un rango de potencia

pico que debiera tener el generador fotovoltaico y aconseja un valor óptimo

concreto. En cualquier caso el dimensionado se hace teniendo en cuenta

una relación considerada óptima entre la potencia pico del generador

fotovoltaico y la nominal del inversor.

95,085,0)(_

)(_≈=

generadorpicoPotinversornomPot

En nuestro caso tenemos que por cada ramal hay 28 módulos de 180 Wp

cada uno, por tanto:

34


Pot_pico_ramal = 28 x 180 = 5040 Wp

Si conectamos en paralelo 22 string tendríamos:

Pot_pico_total = 5040 Wp x 22 = 110,88 Kwp

Obteniéndose una relación:

90,088,110

100)(_

)(_==

generadorpicoPotinversornomPot

Consideramos está relación como buena a falta de comprobar que la

intensidad máxima de cortocircuito de nuestra instalación no supera el valor

límite soportado por el inversor.

Intensidad_máxima_inversor = 225 A

Icc_generador_fv = Icc_módulo x Nº_ramales = 8,37 x 22 = 184,14 A

184,14 A < 225 A No se supera la intensidad máxima del inversor.

Es interesante también hacer referencia al rendimiento del inversor en

función de la potencia. Se obtiene un rendimiento mejor mientras más nos

acerquemos a la potencia nominal de funcionamiento, sin embargo para

este tipo de usos fotovoltaicos donde no se trabaja siempre a altas

potencias, es muy importante que los inversores presenten unas altas

prestaciones incluso a carga parcial.

Por este motivo se definió el rendimiento europeo, que toma como

valor de referencia del rendimiento del inversor el que se obtiene de una

media ponderada para varios niveles de carga, tal como puede observarse

en la figura adjunta.

35


Rendimiento del inversor Solarmax 100C

36


Finalmente como resumen de lo calculado mostramos un cuadro que

puede realizarse con una sencilla hoja Excel. Éste nos da todos los

resultados que han sido detallados con anterioridad con tan solo introducir

los parámetros característicos del inversor y del módulo fotovoltaico, así

como los datos climáticos.

STM 180F SOLARMAX 100C Imp (A) 7,6 Potencia (kW) 100 Icc (A) 8,37 Vmp min (V) 430 Vmp (V) 23,7 Vmp max (V) 800 Vca (V) 30 I max (A) 225 Pmax (Wp) 180 Vca max (V) 900 TONC (ºC) 47,5 dV/dT (ºC/V) 0,096 Tmax panel (ºC) 79,38 Tamb max (ºC) 45 Vmp min (V) 18,48 Imax (W/m2) 1000 Tmin panel (ºC) 3,44 Tamb min (ºC) 0 Vmp máx (V) 25,77 Imin (W/m2) 100 Nmod serie min 24 Nmod serie max 31 CAMPO SOLAR N mod serie 28 N ramales 22 N mod total 616 Imp ramal 7,6 Imp total 167,2 Vmp total 663,6 Vca total 840 Icc total 184,14 debe ser menor que la Vca max del inversorPmax total (kWp) 110,88 debe ser menor que la Icc máx del inversor

37


2.5 CÁLCULOS EN BAJA TENSIÓN

Sección del cableado de cc entre módulos e inversor

Caída de tensión corriente continua. En esta parte de la instalación este

será el criterio más restrictivo para el dimensionamiento de los conductores

desde los propios módulos hasta la caja de conexión previa al inversor,

pues tenemos que salvar grandes distancias.

De esta última caja (donde se suman todos los ramales) hasta el

inversor tendremos unos 2 metros, sin embargo la intensidad será igual a

184.14 A, por lo que el criterio más restrictivo en este tramo será el

térmico. Según la ITC-BT 19 para cables aislados en tubos sobre pared,

aislamiento XLPE, comprobamos que necesitamos una sección mínima de

70 mm2.

Para el cálculo de la caída de tensión utilizaremos la siguiente fórmula:

sUmpIccL⋅⋅

⋅⋅=

σε 2

Donde:

ε Caída de tensión [%]

L Longitud del tramo en [m]

Icc Intensidad de cortocircuito del string [A]

Ump Tensión de máxima potencia del generador FV [V]

σ Conductividad [48 m/Ω·mm2 a 70ºC para el cobre]

s Sección del conductor [mm2]

El diseño del generador fotovoltaico está previsto de modo que por cada

ramal no pueda circular corriente procedente de otros ramales. Por éste

motivo se colocan fusibles de seguridad ajustados a un valor 1,3 veces la

corriente máxima que puede circular por el ramal. En el cálculo de secciones

hemos tenido en cuenta que la máxima caída de tensión que exista entre el

generador fotovoltaico y la entrada al inversor no sea superior al 1%.

38


INSTALACIÓN A

RAMAL más

desfavorable Ump (V) Icc (A)

Potenciapico (Wp)

Longitud(m)

Secciónadoptada

(mm2)

Caída tensión

(V)

Caída tensión relativa

(%)

Potenciaperdida

(W)

A4-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 30 16 2,62 0,39% 79,46 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 4,19 0,66% 128,01

A8-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 19 16 1,66 0,25% 50,33 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 3,23 0,52% 98,87 A12-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 12 16 1,05 0,16% 31,78 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 2,62 0,43% 80,33 A16-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 23 16 2,01 0,30% 60,92 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 3,57 0,57% 109,47 A20-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 36 16 3,14 0,47% 95,35 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 4,71 0,74% 143,90 A22-C.Campo 663,6 8,37 5040 15 10 0,52 0,08% 3,97 C.Campo-C.Con 663,6 16,74 10080 67 16 2,92 0,44% 44,37 C.Con-INV_A 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 16,74 10080 3,66 0,55% 84,97

39


INSTALACIÓN B

RAMAL más


Potenciapico (Wp)

Longitud(m)

Secciónadoptada

(mm2)

Caída tensión

(V)


(%)

Potenciaperdida

(W)

B2-C.Campo 663,6 8,37 5040 15 10 0,52 0,08% 3,97 C.Campo-C.Con 663,6 16,74 10080 29 16 1,26 0,19% 19,20 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 16,74 10080 2,01 0,30% 59,80

B6-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 19 16 1,66 0,25% 50,33 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33,48 110880 3,45 0,52% 98,87 B6-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 13 16 1,13 0,17% 34,43 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33,48 110880 2,92 0,44% 82,98 B14-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 24 16 2,09 0,32% 63,57 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33,48 110880 3,88 0,58% 112,12 B18-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 35 16 3,05 0,46% 92,71 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33,48 110880 4,84 0,73% 141,25 B22-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 46 16 4,01 0,60% 121,84 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33,48 110880 5,80 0,87% 170,39

40


INSTALACIÓN C

RAMAL más


Potenciapico (Wp)

Longitud(m)

Secciónadoptada

(mm2)

Caída tensión

(V)


(%)

Potenciaperdida

(W)

C4-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 30 16 2,62 0,39% 79,46 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 4,40 0,66% 128,01

C8-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 20 16 1,74 0,26% 52,97 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 3,53 0,53% 101,52 C8-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 14 16 1,22 0,18% 37,08 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 3,01 0,45% 85,63 C8-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 24 16 2,09 0,32% 63,57 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 3,88 0,58% 112,12 C8-C.Campo 663,6 8,37 5040 45 10 1,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33,48 20160 28 16 2,44 0,37% 74,16 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 4,23 0,64% 122,71 C22-C21 663,6 8,37 5040 15 10 0,52 0,08% 3,97 C21-INV_C 663,6 16,74 10080 42 16 1,83 0,28% 27,81 C.Con-INV_B 663,6 184,14 110880 2 70 0,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184,14 110880 2,35 0,35% 31,78

41


Sección del cableado de ca de los inversores al CT

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en

calcular la sección mínima normalizada que satisface simultáneamente las

dos condiciones siguientes:

- Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento.

La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en

régimen permanente, no deberá superar en ningún momento la

temperatura máxima admisible asignada de los materiales que se utilizan

para el aislamiento del cable. Esta temperatura se especifica en las normas

particulares de los conductores y suele ser de 70ºC para cables con

aislamiento termoplásticos y de 90ºC para cables con aislamientos

termoestables.

ϕcos3 ⋅⋅=

UPI

Donde:

I Intensidad [A]

P Potencia [W]

U Tensión [V]

cosφ Factor de potencia

Según esta fórmula, la intensidad nominal que circulará por el conductor

en régimen permanente es de 144,34 A.

Según la ITC-BT-07, para una terna de cables unipolares con aislamiento

XLPE enterrados bajo tubo se necesita una sección mínima de 50mm2.

- Criterio de la caída de tensión.

La expresión que se utiliza para el cálculo de la caída de tensión que se

produce en una línea se obtiene considerando el circuito equivalente de una

línea corta (inferior a unos 50 km) es la siguiente:

42


Circuito equivalente de una línea corta

Diagrama vectorial

Debido al pequeño valor del ángulo θ, entre las tensiones en el origen y

el extremo de la línea, se puede asumir sin cometer prácticamente ningún

error, que el vector U1, es igual a su proyección horizontal, siendo por tanto

el valor de la caída de tensión.

ΔU = U1 – U2 ≈ AB + BC = R I cos φ + X I sen φ

Como la potencia transportada por la línea es:

ϕcos3 ⋅⋅⋅= UnInPn

Donde:

Pn Potencia nominal [W]

Un Tensión nominal [V]

In Intensidad nominal [A]

cos φ Factor de potencia

43


Basta con sustituir la intensidad calculada en función de la potencia en la

fórmula anterior, y obtenemos:

ΔUIII (V) = ( R + X tan φ )·( P/ U)

Donde:

ΔUIII Caída de tensión de línea en trifásico [V]

R Resistencia de la línea [O]

X Reactancia de la línea [O]

P Potencia transportada por la línea [W]

U Tensión de línea [V]

tan φ Tangente del ángulo del factor de potencia de la carga.

La reactancia X, de los conductores varía con el diámetro y la separación

entre conductores. En redes de distribución subterráneas, para conocer el

valor de la reactancia de la línea se puede estimar el valor de la reactancia

inductiva como 0,1 Ω/km, o bien como un incremento adicional de la

resistencia. De tal forma, podemos suponer que para un conductor cuya

sección sea:

Aproximación del valor de la Reactancia de la línea de BT (Guía Técnica de Aplicación del REBT)

Aplicando lo expuesto para una sección de 150 mm2 se obtienen los

resultados resumidos en la siguiente tabla, donde se verifica que la caída de

tensión en el tramo considerado no es superior al 1,5% en ninguno de los

casos.

INSTALACIÓN POTENCIA (kW) Un (V) Φ L (m) S (mm2) X (Ω/km) ΔUIII(V) ΔUIII(%) A 100 400 0 50 150 0,0027 1,49 0,37% B 100 400 0 103 150 0,0027 3,07 0,77% C 100 400 0 167 150 0,0027 4,97 1,24%

44


2.6 PUNTO DE CONEXIÓN

Selección del Transformador

La potencia aparente generada por la instalación, viene dada por la

expresión:

Sn = P / cos φ

Donde:

Sn Potencia aparente de la instalación [kVA]

P Potencia activa de la instalación [kW]

cos φ Factor de potencia

Según la empresa suministradora, para conectar una instalación de

generación a la red de distribución se debe cumplir que la potencia

generada sea inferior o igual al 50% de la potencia del transformador.

Potencia aparente de la instalación = 300 kVA

Potencia aparente del transformador = 600 kVA

Por lo que dentro de la gama de trafos del mercado seleccionamos uno

de 630 kVA. Es un transformador en baño de aceite mineral gama integral

serie 36 kV de la marca ORMAZABAL, cuyas características eléctricas

cumplen la normativa UNE-21428, EN-60076 e IEC-76.

Intensidad lado de A.T.

La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la

expresión:

UpSIp⋅

=3

45


Donde:

S Potencia del transformador [kVA]

Up Tensión del primario [kV]

Is Intensidad del primario [A]

Sustituyendo:

AIp 55,14253

630=

⋅=

Intensidad lado de B.T.

La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la

expresión:

UsSIs⋅

=3

Donde:

S Potencia del transformador [kVA]

Us Tensión del secundario [V]

Is Intensidad del secundario [A]

Sustituyendo:

AIs 32,909400310630 3

=⋅⋅

=

Cortocircuitos

Para el cálculo de la intensidad primaria de cortocircuito se tendrá en

cuenta una potencia de cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución,

dato proporcionado por la Compañía suministradora.

46


A la hora de calcular la corriente de cortocircuito en la instalación,

utilizaremos la expresión:

UpSccIccp⋅

=3

Donde:

Scc potencia de cortocircuito de la red [MVA]

Up tensión de servicio [kV]

Iccp corriente de cortocircuito [kA]

Sustituyendo:

kAIccp 55,11253

500=

⋅=

Para los cortocircuitos secundarios, se considera que la potencia de

cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de MT-BT,

siendo por esto más conservadores que en las consideraciones reales.

La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador

trifásico, viene dada por la expresión:

UsEccSIccs⋅⋅

⋅=

3100

Donde:

S Potencia de transformador [kVA]

Ecc Tensión de cortocircuito del transformador [%]

Us Tensión en el secundario [V]

Iccs Corriente de cortocircuito [kA]

Sustituyendo:

47


kAIccs 24,194205,43

630100=

⋅⋅⋅

=

Dimensionado del embarrado

Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos

para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo

que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de

comportamiento de las celdas.

Las características del embarrado son:

- Intensidad asignada: 400 A.

- Límite térmico, 1 s.: 16 kA eficaces.

- Límite electrodinámico: 40 kA cresta.

Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que

el conductor indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin

superar la densidad máxima posible para el material conductor. Esto,

además de mediante cálculos teóricos, puede comprobarse realizando un

ensayo de intensidad nominal, que con objeto de disponer de suficiente

margen de seguridad, se considerará que es la intensidad del bucle, que en

este caso es de 400 A. Para las celdas del sistema CGC la certificación

correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el

protocolo 9901B026-AKLE-02 realizado por los laboratorios LABEIN en

Vizcaya (España).

Comprobación por solicitación electrodinámica

La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente

2,5 veces la intensidad eficaz de cortocircuito calculada en el apartado

correspondiente en este capítulo, por lo que:

Icc_din = 11,55 x 2,5 = 28,875 kA

Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por

Orma-SF6 conforme a la normativa vigente se garantiza su cumplimiento.

48


Comprobación por solicitación térmica

La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se

producirá un calentamiento excesivo de la aparamenta por defecto de un

cortocircuito. Esta comprobación se puede realizar mediante cálculos

teóricos, pero preferentemente se debe realizar un ensayo según la

normativa en vigor. En este caso, la intensidad considerada es la eficaz de

cortocircuito, el valor del cual es:

Icc_ter = 11,55 kA.

Para las celdas del sistema CGC la certificación correspondiente que

cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo GPS-98/01432 en

el laboratorio de CESIO en Italia.

Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

Los transformadores están protegidos tanto en MT como en BT. En MT la

protección la efectúan las celdas asociadas a estos transformadores,

mientras que en BT la protección se incorpora en los cuadros de las líneas

de salida.

- Transformador. La protección en MT de este transformador se realiza

utilizando una celda de interruptor con fusibles, siento estos los que

efectúan la protección ante eventuales cortocircuitos.

Estos fusibles realizan su función de protección de forma ultrarrápida (de

tiempos inferiores a los de los interruptores automáticos), puesto que su

fusión evita incluso el paso del máximo de las corrientes de cortocircuitos

por toda la instalación.

49


Los fusibles se seleccionan para:

- Permitir el funcionamiento continuado a la intensidad nominal

requerida para esta instalación.

- No producir disparos durante el arranque en vacío de los

transformadores, tiempo en el cual la intensidad es muy superior a la

nominal y de una duración intermedia.

- No producir disparos cuando se producen corrientes de entre 10 y 20

veces la nominal, siempre que su duración sea inferior a 0,1 s, evitando que

los fenómenos transitorios provoquen interrupciones del suministro.

Sin embargo, los fusibles no constituyen una protección suficiente contra

las sobrecargas, que deberán ser evitadas incluyendo un relé de protección

de transformador, o si no es posible, una protección térmica del

transformador. La intensidad nominal de estos fusibles es de 63 A para las

estaciones transformadoras 1x630 kVA. La celda de protección de este

transformador no incorpora relé, al considerarse suficiente la ocupación de

las otras protecciones.

- Termómetro. El termómetro verifica que la temperatura del dieléctrico

del transformador no supera los valores máximos admisibles.

- Protecciones en BT. Todas las salidas de BT cuentan con fusibles, con

una intensidad nominal igual al valor de la intensidad nominal exigida a esta

salida y un poder de corte como mínimo igual al de cortocircuito

correspondiente.

Dimensionamiento de los puentes de MT

Los cables que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria,

deberán ser capaces de soportar tanto la intensidad nominal como la de

cortocircuito.

Comprobación de la intensidad nominal. La intensidad nominal

demandada por este transformador es igual a:

50


In= 14,55 A

Un cable de sección de 150 mm2 de Aluminio es capaz de soportar una

corriente máxima de 305 A, según el fabricante.

Comprobación de la intensidad de cortocircuito. El cálculo de la sección

del cable que permite el paso de una corriente de cortocircuito, viene dada

por la siguiente expresión:

Icc2 · t = C · S2 · ΔT

Donde:

Icc Intensidad de cortocircuito eficaz [A]

t Tiempo máximo de desconexión del elemento de protección [s]

(0,3 s para los fusibles y 0,65 s para el interruptor automático)

C Constante del material del aislamiento que para el caso del cable

descrito en Al tiene un valor de 57 y para el Cu de 135

ΔT Incremento de temperatura admisible para el paso de la intensidad

de cortocircuito (160º C para este material de aislamiento) [ºC]

La corriente de cortocircuito en esta instalación tiene un valor eficaz de

11,55 kA.

Para este transformador, protegido con fusibles, el puente de cables de

MT debe tener una sección mínima de:

S=66,17 mm2

Valor menor que la sección del puente de MT utilizado en este caso.

Dimensionamiento de la ventilación del CT

Para calcular la superficie de la reja de entrada de aire en el edificio se

utiliza la siguiente expresión:

51


324,0 THKWfeWcuSr

Δ⋅⋅⋅

+=

Donde:

Wcu Pérdidas en el cobre del transformador [W]

Wfe Pérdidas en el hierro del transformador [W]

K Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada

[aproximadamente entre 0,35 y 0,40]

h Distancia vertical entre las rejas de entrada y salida [m]

ΔT Aumento de temperatura del aire [ºC]

Sr Superficie mínima de las rejas de entrada [mm2]

No obstante, y aunque es aplicable esta expresión a todos los Edificio

Prefabricados de ORMAZABAL, se considera de mayor interés la realización

de ensayos de homologación de los Centros de Transformación hasta las

potencias indicadas, dejando la expresión para valores superiores a los

homologados.

El edificio empleado en esta aplicación ha sido homologado según los

protocolos obtenidos en laboratorio Labein (Vizcaya - España):

- 97624-1-Y, para ventilación de transformador de potencia hasta

1000 kVA.

- 960124-CJ-EB-01, para ventilación de transformador de potencia

hasta 1600 kVA.

Dimensionamiento del pozo apagafuegos

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 l de capacidad

cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del

mismo hacia el exterior y minimizar el mal en caso de fuego.

52


2.7 CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA

Investigación de las características del suelo

El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera

categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no

será imprescindible realizar la citada investigación previa de la resistividad

del suelo, bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su

resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores.

Según la investigación previa del terreno dónde se instalará este Centro

de Transformación, se determina la resistividad media en 150 Ω·m.

Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del

tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto.

En las instalaciones de MT de tercera categoría, los parámetros que

determinan los cálculos de faltas a tierra son las siguientes:

- De la red:

a) Tipo de neutro.

El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra,

unido a ésta mediante resistencias o impedancias. Esto producirá

una limitación de la corriente de la falta, en función de las

longitudes de líneas o de los valores de impedancias en cada caso.

b) Tipo de protecciones. Cuando se produce un defecto, este se

eliminará mediante la apertura de un elemento de corte que actúa

por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede

actuar en un tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo

inverso (tiempo dependiente). Adicionalmente, pueden existir

reenganches posteriores al primer tiro, que sólo influirán en los

cálculos si se producen en un tiempo inferior a los 0,5 segundos.

53


No obstante, y dada la casuística existente dentro de las redes de cada

compañía suministradora, en ocasiones se debe resolver este cálculo

considerando la intensidad máxima empírica y un tiempo máximo de

ruptura, valores que deben ser indicados por la compañía eléctrica.

Los datos obtenidos de la compañía suministradora son:

- Intensidad máxima de defecto a tierra, Idmáx [A]= 300

- Tiempo máximo de eliminación del defecto [s] = 0.7

Cálculo de la resistencia del sistema de tierra

- Características de la red de alimentación.

Tensión de servicio: Un = 25 kV

- Puesta a tierra del neutro.

Resistencia del neutro Rn = 0 Ω

Reactancia del neutro Xn = 25 Ω

Limitación de la intensidad a tierra Idmáx = 300 A

- Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT.

Vbt = 10000 V

- Características del terreno:

Resistencia de tierra Ro = 150 Ω·m

Resistencia del hormigón RH = 3000 Ω·m

La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y

la intensidad del defecto salen de:

VbtRtId ≤⋅

Donde:

Id Intensidad de falta a tierra [A]

Rt Resistencia total de puesta a tierra [Ω]

Vbt Tensión de aislamiento en baja tensión [V]

54


El valor máximo de Rt será por tanto:

Ω==≤ 33,33300

10000Id

VbtRt

La intensidad del defecto se calcula de la siguiente forma:

( ) 223 nXRtRn

UnId++⋅

=

Donde:

Un Tensión de servicio [V]

Rn Resistencia de puesta a tierra del neutro [Ω]


Xn Reactancia de puesta a tierra del neutro [Ω]

Id Intensidad de falta a tierra [A]

Operando en este caso, el resultado preliminar obtenido es:

( )AId 43,346

2533,3303

2500022=

++⋅=

Como la empresa suministradora define que la intensidad máxima de

defecto a tierra sea 300 A, fijamos como Id = 300 A

La resistencia total de puesta a tierra:

Rt = Kr · Ro

Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo:

22,0150

33,33==≤

RoRtKr Ω / Ω ·m

55


Donde:


Ro Resistividad del terreno [Ω m]

Kr Coeficiente del electrodo [Ω / Ω ·m]

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las mesas, y de

aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de

tierra) que cumple el requisito de tener una Kr más próxima (inferior o

igual) a la calculada para este caso y para este centro.

La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes

propiedades:

Geometría del sistema: Anillo Rectangular

Número de picas = 4

Longitud de las picas = 2 m

Separación entre picas = 2,5 x 7 m

Parámetros característicos de la configuración de electrodos

seleccionado:

Resistencia Kr = 0.085 Ω / Ω ·m

Tensión de paso Kp = 0.0191 V/(Ω ·m)A

Tensión de contacto exterior Kc = 0.0386 V/(Ω ·m)A

Valor final de la resistencia total de puesta a tierra:

Rt = Kr · Ro = 0,085 · 150 = 12,75 Ω

Medidas de seguridad adicionales para evitar tensiones de contacto.

Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se

adaptan las siguientes medidas de seguridad:

- Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del Edificio/s no

tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de

quedar a tensión debido a defectos o averías.

56


- En el piso del Centro de Transformación se instalara un mallazo

cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta

a tierra del mismo. En el caso de instalar las picas en hilera, se

dispondrán alineadas con el frente del edificio.

Cálculo de las tensiones de paso al interior de la instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no hace falta calcular

las tensiones de paso y contacto en el interior en los edificios de maniobra

interior, puesto que estas son prácticamente nulas.

La tensión de defecto vendrá dada por:

Ud = Rt · Id

Donde:


Id Intensidad de defecto [A]

Ud Tensión de defecto [V]

Sustituyendo:

Ud = 12,75 x 300 = 3825 V

Cálculo de las tensiones de paso al acceso a la instalación

En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo

electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm, formando

una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se conectará como

mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de protección del

Centro.

Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm como

mínimo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a

una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre

57


una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo de la tensión

de contacto y de paso interior.

De esta forma no será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y

de paso en el interior, ya que su valor será prácticamente cero.

Asimismo la existencia de una superficie equipotencial conectada al

electrodo de tierra, hace que la tensión de paso en el acceso sea

equivalente al valor de la tensión de contacto exterior.

Up (acc) = Kc · ρo · Id

Donde:

Kc Coeficiente de la tensión de contacto exterior [V/( Ω m)A]

ρo Resistividad del terreno [Ω m]


Up (acc) Tensión de paso en al acceso de la instalación [V]

Sustituyendo:

Up (acc) = 0,0386 x 150 x 300 = 1737 V

Cálculo de las tensiones de paso al exterior de la instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no hace falta calcular

las tensiones de contacto en el exterior de la instalación, puesto que estas

serán prácticamente nulas.

Tensión de paso en el exterior:

Up = Kp· ρo · Id

Donde:

Kp Coeficiente de la tensión de paso [V/(Ω m)A]

ρo Resistividad del terreno [Ω m]

58



Up Tensión de paso en el exterior de la instalación [V]

Por lo que tendremos en el Centro de Transformación:

Up = 0,0191 x 150 x 300 = 859,5 V

Cálculo de las tensiones aplicadas

Para la obtención de los valores máximos admisibles de la tensión de

paso exterior y en el acceso, se utilizan las siguientes expresiones:

( )30 1061

10−⋅⋅+⋅

⋅=

ρntkUpa

( ) ( )330 1031031

10−− ⋅⋅+⋅⋅+⋅

⋅=

Hnt

kaccUpaρρ

t = t’ + t’’

Donde :

Upa Tensión de paso admisible al exterior [V]

Upa (acc) Tensión en el acceso admisible [V]

k , n Constantes según MIERAT 13, dependen de t

t Tiempo de duración de la falta [s]

t´ Tiempo de desconexión inicial [s]

t´´ Tiempo de la segunda desconexión en segundos.

ρo Resistividad del terreno [W·m]

ρH Resistividad del hormigón [W·m]

Según lo expuesto anteriormente el tiempo de duración de la falta es:

t´ = 0.7 s.

t = t´ = 0.7 s.

59


Los resultados obtenidos al aplicar las fórmulas anteriores son:

Valor calculado Condición Valor admisible

Tensión de paso

al exterior Up = 859,5 V ≤ Upa=1954,29 V

Tensión de paso

en el acceso Up(acc)=1737 V ≤ Upa(acc)=10748,57V

Tensión de

defecto Ud = 3825 V ≤ Vbt=10000V

Investigación de las tensiones transferibles al exterior.

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera

tensiones al sistema de tierra de servicio, evitando no bien afecten a los

usuarios, debe establecerse una separación entre los electrodos más

próximos de ambos sistemas, siempre que la tensión de defecto supere los

1000V.

En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la

tensión de defecto superior a los 1000 V indicados.

La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene

dada por la expresión:

πρ

⋅⋅

=2000

0 dID

Donde:

ρo Resistividad del terreno en [Ωm]


D Distancia mínima de separación [m]

Sustituyendo:

60


mD 16,72000

300150=

⋅⋅

=π

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del

transformador, así como la tierra de los secundarios de los transformadores

de tensión e intensidad de la celda de medida.

La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes

propiedades:

Geometría del sistema: Picas en hilera

Profundidad del electrodo = 0.5 m

Numero de picas = 3

Longitud de las picas = 2 m

Separación entre picas = 3 m

Parámetros característicos del electrodo:

Resistencia Kr = 0.135 Ω / Ω ·m

El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el

electrodo una tensión superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en

una instalación de BT protegida contra contactos indirectas por un

diferencial de 650 mA. Para lo cual la resistencia de puesta a tierra de

servicio debe ser inferior a 37 Ω.

Rtserv = Kr ρo < 37 Ω

Resistencia de Puesta a Tierra de servicio = 0,135 x 150 = 20,25 Ω

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de

servicio independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable

aislado de 0,6/l KV, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7

como mínimo, contra males mecánicos.

61


Corrección y ajuste del diseño inicial

Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra

seleccionado, no se considera necesaria la corrección del sistema

proyectado.

No obstante, se puede ejecutar cualquier configuración con

características de protección mejores que las calculadas, es decir,

atendiendo a las mesas adjuntas al Método de Cálculo de Tierras de UNESA,

con valores de Kr inferiores a los calculados, sin necesidad de repetir los

cálculos, independientemente de que se cambie la profundidad de entierro,

geometría de la red de tierra de protección, dimensiones, número de picas o

longitud de estas, puesto que los valores de tensión serán inferiores a los

calculados en este caso.

62


2.8 LÍNEA SUBTERRÁNEA DE MEDIA TENSIÓN

Características principales de la línea

Valores de la línea

El conductor

El conductor que se utilizará será de aislamiento de dieléctrico seco,

según NI-564301 de las características esenciales siguientes:

- Conductor: Aluminio compacto, sección circular, clase 2

UNE 21-022

- Pantalla sobre el conductor: Capa de mezcla semiconductora aplicada

por extrusión.

- Aislamiento: Mezcla a base de etileno propileno de alto módulo (HEPR).

- Pantalla sobre aislamiento: Una capa de mezcla semiconductora

pelable no metálica aplicada por extrusión, asociada a una corona de

alambre y contraespira de cobre.

- Cubierta: Compuesto termoplástico a base de poliolefina y sin

contenido de componentes clorados u otros contaminantes.

63


Características del conductor

Algunas otras características más importantes son:

Temperatura máxima en servicio permanente 105ºC

Temperatura máxima en cortocircuito t < 5s 250ºC

Intensidad admisible

Las intensidades máxima admisible en servicio permanente depende de

la temperatura máxima que el aislante pueda soportar sin alteraciones en

sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas.

Ésta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de

carga.

64


Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas

admisibles serán superiores a las correspondientes en servicio permanente.

Las temperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio

permanente y en cortocircuito, para este tipo de aislamiento, se especifican

a continuación:

Temperatura maxima en ºC asignada al conductor

Las condiciones del tipo de instalaciones y la disposición de los

conductores, influyen en las intensidades máximas admisibles.

Condiciones tipo de instalación enterrada

A los efectos de determinar la intensidad admisible, se considera las

siguientes condiciones tipo:

- Cables con aislamiento seco. Una terna de cables unipolares

directamente enterrados en toda su longitud en una zanja de 1 m de

profundidad en terreno de resistividad térmica de 1 km/W y temperatura

ambiente del terreno a dicha profundidad de 25ºC.

Intensidad maxima admissible en servicio permanente

65


Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores

La intensidad máxima admisible de cortocircuito en los conductores, es

función del tiempo de duración del cortocircuito. Éstas intensidades se

calculan partiendo de la temperatura máxima de servicio de 105ºC, y como

temperatura final la de cortocircuito > 250 ºC, tal como se indica en la

tabla. La diferencia entre ambas temperaturas es 145 ºC.

En el cálculo se ha considerado que todo el calor desprendido durante el

proceso es absorbido por los conductores, ya que su masa es muy grande

en comparación con la superficie de disipación de calor y la duración del

proceso es relativamente corta (proceso adiabático). En estas condiciones:

sktIcc ⋅=⋅

Donde:

Icc Intensidad de cortocircuito [A]

t Tiempo que dura el cortocircuito [s]

K=93 Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de la

temperatura al inicio y al final (según UNE 20435)

s Sección del conductor [mm2]

Si se desea conocer la intensidad máxima de cortocircuito para un valor

de t distinto de los tabulados, se aplica la fórmula anterior. K coincide con el

valor de intensidad tabulado para t = 1s.

Si, por otro lado, interesa conocer la densidad de corriente de

cortocircuito correspondiente a una temperatura inicial θ1 diferente a la

máxima asignada al conductor para servicio permanente θs, basta

multiplicar el correspondiente valor de la tabla por el factor de corrección,

66


Donde:

ß = 235 para el cobre

ß = 228 para el Aluminio

Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores en kA

Tomando como valor de duración del cortocircuito 0,5 s la sección

mínima resultante será:

296mmK

tIccs =⋅

=

67


2.9 ESTUDIO DE LA RADIACIÓN SOLAR

La radiación solar

El sol produce energía en forma de radiación electromagnética que es la

fuente energética básica para la vida en la Tierra. El origen de esta energía

está en el interior del sol, donde tienen lugar las reacciones de fusión por la

que 4 átomos de hidrógeno dan lugar a dos átomos de helio y la masa

atómica sobrante se transforma en energía de acuerdo con la célebre

fórmula de Einstein E = mc2 .

Es decir, el sol se comporta como un reactor de fusión situado a 150

millones de kilómetros.

Debido a la gran distancia entre el sol y la Tierra, la radiación solar en la

superficie terrestre es sólo una pequeña parte de la emitida por el sol

(3,86.1026 W que, por unidad de superficie del sol es 6,35 107 W/m2 ). En

concreto, al planeta Tierra llegan como valor medio 1367 W/m2 que se

denomina constante solar.

Terminología

La radiación solar se valora en varias unidades físicas concretas.

- Irradiancia: Es la potencia de la radiación solar por unidad de superficie

y se expresa en la unidad correspondiente del Sistema Internacional, el

vatio dividido por metro cuadrado (W/m2 )

- Irradiación: Es la energía que incide por unidad de superficie en un

tiempo determinado, y que se expresa en las unidades correspondientes

del sistema internacional, es decir, en julios dividido por metro cuadrado

[J/m2].

- Irradiación = Irradiancia multiplicada por la unidad de tiempo.

- Irradiancia espectral: Es la potencia radiante por unidad de área y de

longitud de onda, cuya unidad es [W/(m2·μm)]

- Irradiancia directa: Es la radiación que llega a un determinado lugar

procedente del disco solar, y su unidad de medida es [W/m2].

68


- Irradiancia difusa: Es la radiación procedente de toda la bóveda celeste

excepto la procedente del disco solar, y cuya unidad de medida es

también [W/m2].

- Irradiancia Global: Se puede entender como la suma de la radiación

directa y difusa. Es el total de la radiación que llega a un determinado

lugar en [W/m2].

- Irradiancia circunsolar: Es la parte de la radiación difusa procedente de

las proximidades del disco solar en [W/m2].

- Radiación extraterrestre: Es la radiación que llega al exterior de la

atmósfera terrestre [W/m2]. Solo varía con la distancia entre la Tierra y

el Sol.

Distribución de la radiación solar

La potencia radiante de 1367 W/m2 que llega al Planeta Tierra no es la

que finalmente alcanza la superficie terrestre, puesto que la atmósfera

terrestre atenúa la radiación solar debido a la reflexión, absorción y difusión

que los componentes atmosféricos (moléculas de aire, ozono, vapor de

agua, CO2, aerosoles, etc.) producen sobre la radiación solar.

Al pasar la radiación solar por la atmósfera se reduce la intensidad de la

radiación debido a:

- Reflexión por la atmósfera, incluidas las nubes.

- Absorción de las moléculas que componen la atmósfera

(O3, H2O, O2, CO2 etc.)

- Difusión producida por las moléculas de aire y otros componentes,

incluidos los aerosoles (naturales o precedentes de la contaminación).

69


Ilustración de la interacción de la radiación solar con los componentes atmosféricos

En la siguiente figura se puede observar el espectro solar antes de

atravesar la atmósfera (espectro extraterrestre), el espectro de un cuerpo

negro a la temperatura equivalente del sol (5777 K), y el espectro real de la

radiación solar en un lugar de la superficie terrestre (Radiación global

horizontal) una vez que esta ha atravesado la atmósfera con una

composición determinada.

70


Distintos espectros de la radiación solar

La difusión debida al polvo y a la contaminación del aire (aerosoles)

depende bastante del lugar donde se mida, siendo mayor en los lugares

industria les y en las ciudades. Los efectos meteorológicos locales como

nubosidad, lluvia, nieve, etc. afectan también a la irradiancia solar que llega

a un determinado lugar.

En la superficie terrestre, en un plano horizontal, un día claro al

mediodía la irradiancia alcanza un valor máximo de unos 1000 W/m2 . Este

valor depende del lugar y, sobre todo de la nubosidad.

Si se suma toda la radiación global que incide sobre un lugar

determinado en un periodo de tiempo definido (hora, día, mes, año) se

obtiene la energía en kWh/m2 (o en MJ/m2). Este valor es diferente según

la región a que hagamos referencia.

En la siguiente figura se observan las diferencias regionales de

irradiación global media anual dentro de España con valores mayores en el

sur (aprox. 5 kWh/(m2· dia) y menores en el norte, como todo el mundo

conoce.

71


Valor medio anual de la radiación solar global diaria sobre superficie horizontal en España

Radiación solar directa y difusa

La radiación solar que incide sobre la superficie terrestre se puede

aceptar formada por dos componentes: directa y difusa. La radiación directa

es aquella que alcanza la superficie directamente desde el sol, mientras que

la difusa procede de toda la bóveda celeste y se origina sobre todo en las

interacciones (difusión y absorción) de la radiación solar con los

componentes atmosféricos.

Cuando se mide la componente directa de la radiación solar es necesario

utilizar un dispositivo seguidor del movimiento aparente del sol, de tal

manera que la radiación procedente del disco solar sea la que incide sobre

el sensor de radiación correspondiente. Esa medida es la llamada

componente normal de la radiación directa.

72


Otras veces, sin embargo, la componente directa de la radiación se

calcula a partir de las medidas de la radiación global horizontal y de la

difusa horizontal. En ese caso, la componente directa que se obtiene como

diferencia entre ellas es la componente horizontal (proyección horizontal) de

la radiación directa y se relaciona con la componente normal como se indica

en la figura.

Componente horizontal y normal de la radiación directa

Distribución annual de la irradiación global horizontal, directa normal y difusa horizontal diarias

73


En la próxima figura se tiene un esquema en el que se representan los

valores aproximados de la irradiancia máxima en días con diferente nivel de

nubosidad. En él se indica que en los días muy nubosos la componente

difusa es la predominante y en los días claros, lo es la directa.

Irradiancia global en varios estados del tiempo

Geometría solar

Para el cálculo de la producción energética de una instalación solar es

fundamental conocer la irradiación solar en el plano correspondiente a la

instalación y la trayectoria solar en el lugar en las diferentes épocas del

año. La situación del sol en un lugar cualquiera viene determinada por la

altura y el azimut del sol.

74


Geometría Solar

Se define la orientación mediante el azimut. El azimut solar es el ángulo

que forma la dirección sur con la proyección horizontal del sol, hacia el

norte por el noreste o por el noroeste, considerando la orientación sur con

ψ = 0º, y considerando los ángulos entre el sur y el noreste negativos y

entre el sur y el noroeste positivos.

Por ejemplo la orientación este se considera ψ = - 90º, mientras que

para la orientación oeste, ψ = 90º.

La inclinación viene definida por el ángulo ß (para el módulo) y por la

altura solar α o su complementario θz, (ángulo cenital) para el sol.

En la siguiente figura se visualiza la trayectoria aparente del sol en

relación a una instalación solar situada en la cubierta de un edificio en días

determinados del año (solsticios de verano e invierno y equinoccios de

primavera y otoño). Los demás días del año el sol recorre trayectorias

intermedias entre las representadas. No es difícil calcular la posición del sol

en cualquier lugar en cualquier momento y también el ángulo de incidencia

con cualquier plano.

75


Posición del sol en los días de cambio de estación

Recorrido óptico de la radiación solar

Cuanto más perpendicular se encuentra el sol con respecto a la

superficie terrestre (menor valor del ángulo cenital) menor es el camino que

recorre la radiación solar a través de la atmósfera. Por el contrario para

ángulos cenitales mayores (menor altura solar) el camino a recorrer por la

radiación solar en la atmósfera es mayor, lo que implica que la intensidad

de la radiación solar que llega a la superficie terrestre es menor.

Se define la masa de aire (AM), como el cociente entre el recorrido

óptico de un rayo solar y el correspondiente a la normal a la superficie

terrestre (ángulo cenital cero) y está relacionada con la altura solar (a)

según la ecuación:

Para a= 90º, AM = 1, que es el valor mínimo de AM y se corresponde

con la situación del sol en el cenit (vertical del observador).

76


En la figura adjunta se tiene la altura solar y su correspondiente valor de

AM, de acuerdo con la fórmula anterior. El valor de AM = 1 (sol en el cenit)

no se da ningún día del año en nuestras latitudes. La radiación solar en el

espacio exterior, es decir sin atravesar la atmósfera terrestre, supone

AM=0.

Altura solar y valor de AM correspondiente según la posición del sol

Irradiaciancia en superficies inclinadas

La radiación solar en una superficie perpendicular a la dirección de

propagación de la radiación solar es siempre mayor que en la misma

superficie colocada en cualquier otra posición. Al variar el azimut y la altura

solar a lo largo del día y del año, el ángulo de incidencia de radiación

óptimo en una superficie dada no es constante. La situación óptima se daría

en un tejado cuya inclinación y orientación variara constantemente. Lo

normal, sin embargo, es que la superficie sea fija.

Para considerar si una determinada superficie ya existente es apta para

su uso solar, es necesario conocer la radiación solar incidente sobre dicha

superficie.

77


En la figura se muestra un ejemplo de gráfico para Sevilla, donde se ha

calculado la radiación solar de un año sobre una superficie cualquiera

dependiendo del azimut y del ángulo de inclinación como porcentaje

respecto del máximo.

Gráfico de la variación energética en función del azimut y la altura solar

Dado que no se mide la radiación solar en todas las superficies

inclinadas que son posibles para colocar una instalación solar se han

establecido diferentes sistemas de cálculo que permiten obtener el valor de

la irradiación sobre una superficie inclinada con cualquier orientación e

inclinación en periodos de tiempo definidos, normalmente una hora o un día

representativos de un periodo de tiempo mayor, habitualmente un mes.

Horas de sol pico

En la tecnología fotovoltaica se emplea un concepto relacionado con la

radiación solar que conviene explicar someramente. Se trata de las horas

de sol pico. Se puede definir como número de horas de un día con una

irradiancia ficticia de 1000 W/m2 que tendría la misma irradiación total que

la real de ese día. Con esa definición, si se tiene la irradiación de un

determinado día, y se divide por 1000 W/m2, se tienen las horas de sol

pico.

Hay un caso singular particularmente interesante: Cuando la irradiación

se expresa en kWh/m2 y se divide por los citados 1000 W/m2 el resultado

es obviamente el mismo número en el que estaba expresada la irradiación.

Por ejemplo:

78


HSP = 5 kWh/m2 / 1000 W/m2 = 5

Así pues, una tabla o mapa de radiación expresada en kWh/m2 sirve

como tabla o mapa de horas de sol pico.

El movimiento solar

Sabemos que el sol sale por el este, se pone por el oeste y se eleva más

o menos, dependiendo de la estación en la que nos encontremos. Hace

mucho tiempo se pensaba que el Sol se movía, pero en la actualidad se

sabe que ese movimiento aparente es debido al movimiento de la Tierra,

girando una vez cada 24 horas. Pero para estudiar éste fenómeno, vamos a

suponer que el elemento que se mantiene inmóvil es la Tierra, y es el Sol el

que gira a su alrededor.

Movimiento de translación de la tierra

La Tierra se mueve en una órbita en forma de elipse alrededor del Sol. El

eje de rotación de la Tierra forma un ángulo de 23,5º con la normal al plano

de la elipse, y es el responsable de la duración del día y de la noche en las

distintas estaciones del año.

En la siguiente figura se muestra las posiciones de la Tierra en sus

puntos extremos (solsticio de verano e invierno). En España, tenemos

79


mucho más tiempo de Sol en junio que en diciembre, ya que ilumina el

hemisferio norte mucho mejor. En el hemisferio sur, sería al revés.

En el polo norte, el día del equinoccio de primavera, el sol girará justo

sobre el horizonte, y a medida el ángulo entre el eje de rotación y los rayos

solares de va haciendo menor, el sol se mantendrá por encima del horizonte

durante todo el día hasta que en el día 21 de junio alcanza una altura

máxima sobre el horizonte de 23,5º, empezando a disminuir nuevamente

hasta que se vuelve a esconder por el horizonte en el equinoccio de

invierno. El resultado conocido por todos es que en los polos hay un periodo

de seis meses donde no se pone nunca el sol, y un periodo equivalente

donde el sol nunca sale y es de noche continuamente.

Movimiento solar en la bóveda celeste

Situación espacial de los diferentes ángulos

80


El equinoccio es cuando tenemos igual tiempo de oscuridad que de luz, y

suele ser el 21 de marzo (equinoccio de primavera), y el 23 septiembre

(equinoccio de otoño).

En el solsticio de verano tenemos el día más largo, que corresponde al

21 de junio, mientras que el día de menor duración es el 22 de diciembre.

Cálculo de las sombras

Para conocer cuando se produce sombreado temporal es necesario

analizar las posibilidades de nieve, polvo, caída de hojas, etc... en función

del entorno de la instalación. Sin embargo, los otros dos tipos de sombras

se pueden conocer con detalle, es decir, qué días y a que horas se puede

producir la sombra. En este apartado se explica un procedimiento para

calcular estos dos tipos de sombras.

La sombra se suele determinar en relación a un punto de la instalación,

por lo general el punto medio del generador fotovoltaico y en función del

contorno de los posibles obstáculos entre el sol y la instalación. En el caso

de grandes instalaciones este análisis se realiza para varios puntos del

generador.

El procedimiento consiste en analizar el contorno de los posibles

obstáculos entre el sol y la instalación. Esto se puede realizar con:

- Un analizador de sombras (fotográficamente o a través de una cámara

digital y un software)

- Un diagrama de trayectorias solares en una lámina.

- Con un plano de la situación y un diagrama de trayectorias solares.

En un plano y con un diagrama de trayectorias solares se obtienen las

distancias y medidas de las sombras arrojadas por los obstáculos. Con esos

datos se determinan, como se indica continuación, los ángulos azimut y la

altura solar.

81


Determinación de la altura solar y del azimut de un obstáculo

La altura solar α se calcula a partir de la diferencia entre la altura de la

instalación fotovoltaica h1, la altura del objeto que hace sombra h2, y de su

distancia de separación d.

La determinación de la altura solar se realiza para todos los obstáculos

de los alrededores de la instalación solar, para lo cual se deben conocer

tanto la altura como la distancia al punto de observación. El cálculo del

azimut del obstáculo se puede obtener directamente del plano de situación

o de un esquema.

La determinación de la altura solar y del azimut de los objetos también

se puede obtener con un analizador de sombras (con una cámara de fotos

adecuada, o cámara digital y software).

También es suficiente un diagrama de trayectorias solares. Éste se copia

en una transparencia y se coloca de forma semicircular. El observador,

colocado en el punto de visión de la instalación, observa el objeto a través

82


del diagrama de forma que puede leer directamente en él la altura solar y el

azimut y anotarlos.

En el caso de querer abarcar un ángulo sólido mayor puede ser muy útil

el empleo de una lente de gran angular como sería el caso, por ejemplo, del

utilizado en la mirilla de una puerta.

Diagrama de las trayectorias solares y método de utilización

Con objeto de cuantificar lo intensa que es la sombra, para el caso de

árboles, se indican unos coeficientes de transmisión de la radiación solar a

través del árbol:

83


Para árboles de hoja de aguja: t = 0,30

Para árboles de hoja ancha: t = 0,64 (invierno) y t = 0,23 (verano)

Resultado del método del diagrama de trayectorias solares

Sobre dicho diagrama se puede observar, en qué meses se van a

producir sombras. En el ejemplo presentado se observa que la cubierta sólo

estará sombreada desde el mes de noviembre hasta el mes de enero

durante la tarde. A partir de unos días antes del 21 de febrero no hay

ningún tipo de sombras. En el periodo de marzo a octubre (inclusive) no se

tiene ninguna sombra.

Se puede realizar una valoración más extensa del diagrama

gráficamente, numéricamente o de manera más sencilla mediante un

software. La mayoría de los programas de simulación calculan la

disminución de la radiación incidente, y a partir de éstas, las pérdidas de

producción. Para ello se proporciona el contorno de la sombra en un punto

del generador fotovoltaico, generalmente el punto medio. La exactitud es en

muchos casos suficiente.

La geometría del generador y el conexionado de los módulos se tiene en

cuenta únicamente en programas de simulación más sofisticados. Si no se

usa un software se necesitan los valores de radiación para cada uno de los

meses en el lugar de la instalación. De aquí se puede estimar para cada uno

84


de los meses las pérdidas de radiación a partir del porcentaje de sombras

obtenido en el diagrama de trayectorias solares.

Altura solar α

Si analizamos el movimiento y el valor de la altura solar a lo largo del

año, se observa que:

Análisis del valor de la altura solar el día más favorable del año

Análisis del valor de la altura solar el día más favorable del año

85


En consecuencia obtenemos los siguientes valores:

Latitud Declinación Altura Solar

Invierno 23,5º 90-(37+23,5)=29,5º

Primavera 0º 90-37= 53º

Verano 23,5º 90-(37-23,5)=76,5º

Otoño

37

0º 90-37= 53º

Como conclusión de los valores obtenidos en la tabla, podemos decir que

la peor situación, es decir, el momento en que la posición del sol está más

baja y además es cuando producirá la sombra más larga de todo el año, es

el solsticio de invierno, cuyo rayo solar tiene una inclinación con respecto la

horizontal de 29,5º.

A partir de entonces, la altura solar va aumentando a media que avanza

los días y en consecuencia la sombra se hace más pequeña. Por éste motivo

para calcular la separación que se deberá dejar entre las filas de paneles se

tienen que calcular para una altura solar α = 29º.

Ángulo de inclinación de los módulos

Radiación Global Diaria sobre superficie inclinada en MJ/m2·día en Sevilla (fuente: Suntechnics) Orientación SUR

Inclin. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Año 0 9,9 13,4 16,1 20,0 24,7 25,6 25,5 24,2 18,9 15,0 11,3 10,0 17,9 5 9,9 13,4 16,1 20,0 24,7 25,6 25,5 24,2 18,9 15,0 11,3 10,0 17,9 10 11,1 14,3 16,8 20,6 24,5 25,4 25,7 24,4 20,1 16,5 13,2 11,8 18,7 15 12,0 15,0 17,2 20,4 23,3 24,2 24,5 23,7 20,4 17,1 14,1 12,7 18,7 20 12,3 15,4 17,6 20,9 23,9 24,8 25,1 24,3 20,9 17,5 14,4 13,0 19,2 25 12,9 15,8 17,9 20,4 23,3 23,3 24,2 24,2 20,8 17,9 15,0 14,2 19,2 30 13,0 15,9 18,0 20,5 23,4 23,4 24,3 24,3 20,9 18,0 15,1 14,2 19,3 35 13,5 16,3 17,9 20,0 22,4 22,0 22,9 23,3 20,8 18,4 15,6 14,8 19,0 40 13,5 16,3 17,9 20,0 22,4 22,0 22,9 23,3 20,8 18,4 15,6 14,8 19,0 45 14,1 16,3 17,4 19,1 20,6 20,2 20,7 21,9 20,3 18,4 15,6 15,3 18,3 50 14,1 16,3 17,4 19,1 20,6 20,2 20,7 21,9 20,3 18,4 15,6 15,3 18,3 60 13,4 16,2 16,9 17,8 18,6 18,3 18,5 20,1 19,3 17,7 15,5 15,2 17,3 70 11,3 12,7 12,6 11,9 10,9 9,8 10,1 12,6 13,6 13,8 13,3 13,8 12,2 80 11,3 12,7 12,6 11,9 10,9 9,8 10,1 12,6 13,6 13,8 13,3 13,8 12,2 90 11,3 12,7 12,6 11,9 10,9 9,8 10,1 12,6 13,6 13,8 13,3 13,8 12,2

86


Como se observa claramente en la tabla, el ángulo de inclinación de

panel que anualmente es capaz de captar más radiación por metro

cuadrado es una de 30º.

Separación entre filas

Para entender mejor los cálculos que determinan la separación adecuada

que debe existir entre filas para evitar que se generen sombras, la siguiente

figura nos será bastante fácil de entender.

Distancia entre filas para evitar sombras

Por lo tanto, con las medidas de los módulos FV que son de 1x1,32 m. Y

teniendo en cuenta que en cada estructura colocaremos 7x4 = 28 módulos

dispuestos de forma horizontal (para no tener una gran altura y

consecuentemente mayores sombras) tendremos:

h = a · sen ß = 4 · sen 30 = 2 m

d1 = h / tg α = 2 / tg 29 = 3,61 m

d = a · cos ß + d1 = 4 · cos 30 + 3,61 = 7,07 m

87


Producción Energética

Para estimar la energía que produce realmente la instalación, Ereal, se

procede de la siguiente forma:

Conocida la potencia pico del generador y la radiación solar incidente

sobre el mismo se estima la energía máxima teórica que puede producir,

Eideal, la cual se obtiene como el producto de la irradiación solar H, por la

superficie del generador fotovoltaico A, y por el rendimiento ρ del módulo

fotovoltaico.

El rendimiento medio de un módulo varía entre un 7% y un 15% en

función de la tecnología.

Eideal = H·A·η

La energía ideal se reduce debido a las pérdidas que se producen

mediante unos factores de pérdidas cuyos valores medios son:

- Perdidas por tolerancia respecto a valores nominales 4.5%

- Perdidas por polvo y suciedad 2.5%

- Perdidas por temperatura 3.5%

- Perdidas por sombra 2.0%

- Perdidas en parte de cc 3.5%

- Perdidas en seguidor PMP 1.5%

- Perdidas en inversor 7.5%

- Perdidas en parte de ca 3%

La energía real será por tanto el producto de la energía ideal reducida

por los factores de pérdidas. Se denomina ratio de producción PR al

cociente entre la energía realmente producida por la instalación y la energía

teórica máxima que puede generar la instalación. Obviamente, mientras

mayor sea el ratio de producción menos pérdidas se producen en la misma.

PR = Ereal / Eideal

88


89

Con este ratio se pueden comparar entre sí diferentes instalaciones

fotovoltaicas de distintos lugares. El ratio de producción de una instalación

fotovoltaica típica sin sombrear oscila entre 0,6 y 0,8.

Para analizar la estimación de energía que es capaz de proporcionar la

instalación hemos utilizado la hoja de cálculo que nos ha facilitado nuestro

proveedor de módulos e inversores (Suntechnics).

La producción prevista para cada una de las instalaciones de 100 kW

según los resultados que nos da dicha hoja de cálculo se adjunta

seguidamente.


Producción y Radiación

lugar: Utrera potencia pico: 110,88 kWp

orientación: 0 ° inclinación: 30 °

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año

Radiación* [MJ/m²día] 13,0 15,9 18,0 20,5 23,4 23,4 24,3 24,3 20,9 18,0 15,1 14,2 19,3

Producción prevista [kWh] 9.490 11.633 13.163 15.000 17.143 17.143 17.755 17.755 15.306 13.163 11.021 10.408 168.981 © SunTechnics Técnicas Solares, S.L.

90

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 3. Presupuesto

3. PRESUPUESTO

PRESUPUESTO INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA EN

UTRERA CAPITULO 1. GENERADOR FOTOVOLTAICO Cant. Descripción P.Unitario. P.Total.

3 Ud. De 100 kW nominales y 110,88 kWp, compuesto cada

uno por: 616 Ud. De módulos fotovoltaicos monocristalinos STM 180F 820,30 € 505.304,80 € 22

Ud. De soportes SolarGigant II 2.850,00 € 62.700,00 € 6 Ud. De cajas de conexión tipo 1 210,00 € 1.260,00 € 1 Ud. De cajas de conexión tipo 2 350,00 € 350,00 € 1 Ud. De cableado de potencia 560,00 € 560,00 € 1

Ud. De inversor de 100 kW SolarMax 100C 38.000,00

€ 38.000,00 € 1 Ud. De cableado de conexión a tierra de estructuras 1.236,00 € 1.236,00 € 609.410,80 € 1.828.232,40 € TOTAL CAPITULO 1.- GENERADOR FOTOVOLTAICO 1.828.232,40 € CAPITULO 2. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Cant. Descripción P.Unitario. P.Total.

1 Ud. Obra Civil 1 Ud. De centro de transformación monobloque PFU-4/30,

incluido transporte y montaje 9.369,00 € 9.369,00 € 9.369,00 € 9.369,00 € 1

Ud. Equipos de Media Tensión 2 Ud. Celda entrada/salida CGM-CML-36 4.172,00 € 8.344,00 € 1 Ud. Celda de protección de transformador CGM-CMP-F-36 6.116,00 € 6.116,00 € 1 Ud. Puentes de MT trafo, cable MT 18/30 kV 1.025,00 € 1.025,00 € 15.485,00 € 15.485,00 € 1 Ud. Equipos Potencia 1 Ud. Transformador aceite 36 kV 8.000,00 € 8.000,00 € 8.000,00 € 8.000,00 € 1 Ud. Equipos de Baja Tensión 1 Ud. Cuadro BT-B2 de trafo 1.598,00 € 1.598,00 € 1 Ud. Puente BT-B2 de trafo 566,00 € 566,00 €

91


2.164,00 € 2.164,00 € 1 Ud. Puesta a tierra 1 Ud. Inst. exterior puesta a tierra edificio 1.223,00 € 1.223,00 € 1 Ud. Inst. exterior puesta a tierra de servicio o neutro trafo 601,00 € 601,00 € 1 Ud. Inst. interior puesta a tierra edificio 403,00 € 403,00 € 1 Ud. Inst. interior puesta a tierra de servicio o neutro trafo 403,00 € 403,00 € 2.630,00 € 2.630,00 € 1 Ud. Varios 1 Ud. Protección física del trafo 233,00 € 233,00 € 1 Ud. Iluminación interior 389,00 € 389,00 € 1 Ud. Equipo de protección y mando 480,00 € 480,00 € 1.102,00 € 1.102,00 € TOTAL CAPITULO 2.- CENTRO DE TRANSFORMACIÓN 38.750,00 €

CAPITULO 3. MEDIDA Cant. Descripción P.Unitario. P.Total.

3 Ud. De sistemas de medida, realizados de acuerdo con

legislación vigente y normas de ENDESA, compuesto por: caja de acometida conductores de conexión contadores normalizados de punto frontera de cuatro

cuadrantes 1.470,90 € 1.470,90 € 4.412,70 €1 Ud. De sistemas de medida para energía consumida en

servicios auxiliares, compuesto por:

caja de acometida conductores de conexión contador de medida directa 642,50 € 642,50 €

642,50 €

TOTAL CAPITULO 3.- MEDIDA 5.055,20 €

92


CAPITULO 4. SEGURIDAD Cant. Descripción P.Unitario. P.Total. 1 Ud. De detección de intrusismo perimetral compuesto por: 1 Ud. De central de doce zonas y ocho salidas, programación

desde techado, 10 códigos de usuario, salida a modem 1.460,00 € 1.460,00 € 1 Ud. De teclado de acceso y programación 105,00 € 105,00 € 12 Ud. De barreras de doble tecnología, con inmunidad a

pequeños animales, incluso soportes y cableado central 486,00 € 5.832,00 € 5 Ud. De detectores de proximidad para zona de inversores 64,00 € 320,00 € 1 Ud. De cableado, conexión y pruebas 2.615,00 € 2.615,00 € 1 Ud. De cableado de alarma en paneles realizando 4 anillos de

conductor 1 mm2, conexiones y pruebas 3.940,00 € 3.940,00 € 14.272,00 € 14.272,00 € 1

Ud. De CCTV, para captación de imágenes, formado por: 3 Ud. De camaras Domos antivandalica con sensor de

movimientos, color /ByN y filtro IR, modelo JVC, TK-C655E o similar, con detector de movimiento, fijaciones,cableado y pruebas 3.170,00 € 9.510,00 €

1 Ud. De videograbador con torreta de comunicaciones y grabacion de alarmas, digital y multicanal SANYO o similar 3.720,00 € 3.720,00 €

1 Ud. De cableado de interconexión y pruebas de CCTV 3.160,00 € 3.160,00 € 16.390,00 €

16.390,00 € 2 Ud. De torre de alumbrado de 9 mts de altura, con dos

proyectores de cuarzo-iodo de 500 watios y dos de halogenuros metálicos de 250 w, incluso cuadro de mando, conexión a central de alarmas, encendido manual o automático. 2.715,00 € 5.430,00 €

1 Ud. De sirena y luz estrobiscopica intemperie, con batería de

acumulación color azul, cableado y conexionado. 162,40 € 162,40 €

TOTAL CAPITULO 4. SEGURIDAD 36.254,40 €

93


CAPITULO 5. OBRA CIVIL SUBCAPITULO 5.1. OBRA CIVIL GENERADOR FV

Cant. Descripción P.Unitario. P.Total.

1 Ud. De realización de obra auxiliar de albañilería, compuesta por:

760 Mts. De apertura y cierre de zanja para cableado 32,00 € 24.320,00 € 243

0 Mts. De tubería de PVC Ø 63 1,26 € 3.061,80 € 152

0 Mts. De cinta señalizadora 0,02 € 30,40 € 66 Ud. De zapatas para cimentación de soportes fotovoltaicos 146,20 € 9.649,20 € 37.061,40 € 37.061,40 € TOTAL SUBCAPITULO 5.1. OBRA CIVIL GENERADOR FV 37.061,40 € SUBCAPITULO 5.2. OBRA CIVIL SEGURIDAD

860 Mts. De valla metálica galvanizada de 2 mts de altura y tres

alambres de espino en coronacion. 9,62 € 8.273,20 €1 Ud. De obras auxiliares de zanjas y cimentaciones para

elementos de seguridad. 10.850,00

€ 10.850,00 €

TOTAL SUBCAPITULO 5.2. OBRA CIVIL SEGURIDAD 19.123,20 € SUBCAPITULO 5.3. OBRA CIVIL EDIFICIOS DE EQUIPOS 1 Ud. De caseta prefabricada de hormigón, con capacidad para

albergar los equipos de medida según normas de IBERDROLA, inclusopunto de luz y de emergencia, sistemas de encendido mediante detector de presencia 7.140,00 € 7.140,00 €

3 Ud. De caseta para inversores, prefabricadas de hormigón con sistemas de ventilación por termostato ambiente, alumbrado normal y de emegencia 6.475,00 € 19.425,00 €

TOTAL SUBCAPITULO 5.3.- EDIFICIOS DE EQUIPOS 26.565,00 €

TOTAL CAPITULO 5.- OBRA CIVIL 82.749,60 €

94


CAPITULO 6. INGENIERÍA Cant. Descripción P.Unitario. P.Total.

1 Ud. De ingeniería, consistente en preparación de

documentación necesaria para el funcionamiento de la planta, seguimiento y dirección de obra

14.020,00 € 14.020,00 €

TOTAL CAPITULO 6.- INGENIERÍA 14.020,00 €

RESUMEN PRESUPUESTO INSTALACIÓN

FOTOVOLTAICA Total TOTAL CAPITULO 1.- GENERADOR FOTOVOLTAICO 1.828.232,40 €

TOTAL CAPITULO 2.- CENTRO DE TRANSFORMACIÓN 38.750,00 €

TOTAL CAPITULO 3.- MEDIDA 5.055,20 €

TOTAL CAPITULO 4. SEGURIDAD 36.254,40 €

TOTAL CAPITULO 5.- OBRA CIVIL 82.749,60 €

TOTAL CAPITULO 6.- INGENIERÍA 14.020,00 €

TOTAL PRESUPUESTO 2.005.061,60 €

El coste final de la instalación por Wp instalado es de:

Coste = 2.005.061,60 / (110.880 x 3 ) = 6,03 €/Wp

95


96

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 4. Estudio Básico de Seguridad y Salud

4. ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y SALUD

4.1 OBJETO

El objeto del presente estudio es establecer las condiciones básicas de

seguridad de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 1627/97 en el que

se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las

obras de construcción, aplicándolo a la obra de INSTALACIÓN SOLAR

FOTOVOLTAICA DE POTENCIA NOMINAL CONJUNTA DE 300 kW en el

término municipal de Utrera, polígono 10, parcela 56.

4.2 ANÁLISIS DE RIESGOS

La instalación a realizar es de placas fotovoltaicas fijas y la conexión a la

red de baja tensión. A continuación se establecen los riesgos considerados

para este puesto de trabajo en la instalación descrita en el proyecto; para

cada uno de estos riesgos se establecerán a continuación las medidas

preventivas y correctoras aplicables:

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Caída de personas al mismo nivel.

Choques contra objetos inmóviles.

Caída de objetos desprendidos.

Caída de personas a distinto nivel.

Pisadas sobre objetos.

Golpes por objetos y herramientas.

Cortes y pinchazos.

Caídas de objetos en manipulación manual.

Exposición a contactos eléctricos indirectos.

Exposición a contactos eléctricos directos.

Sobreesfuerzos físicos puntuales.

97


4.3 MEDIDAS PREVENTIVAS

Informe Área Montadores: Puesto Electricista.

Trabajo a realizar: Instalación de placas fotovoltaicas y conexión a red

de B.T.

CAÍDAS DE PERSONAS AL MISMO NIVEL

1. El pavimento tiene que constituir un conjunto homogéneo, llano y liso

sin soluciones de continuidad; será de material consistente, no resbaladizo

o susceptible de serlo con el uso y de fácil limpieza.

2. Las zonas de paso deberán estar siempre en buen estado de aseo y

libres de obstáculos, realizándose las limpiezas necesarias.

3. Se evacuarán o eliminarán los residuos de primeras materias o de

fabricación, bien directamente por medio de tuberías o acumulándolos en

recipientes adecuados.

4. Utilizar calzado, como Equipo de Protección Individual certificado, en

buen estado con el tipo de suela adecuada que evite la caída por

resbalamiento.

5. Hay que corregir la escasa iluminación, mala identificación y

visibilidad deficiente.

6. Comprobar que las dimensiones de espacio permiten desplazamientos

seguros.

7. El almacenamiento de materiales así como la colocación de

herramientas se tiene que realizar en lugares específicos para tal fin.

8. Hay que concienciar a cada trabajador la idea de que se

responsabilice en parte del buen mantenimiento del suelo y que ha de dar

cuenta inmediata de las condiciones peligrosas del suelo como derrames de

líquidos, jugos, aceites, agujeros, etc.

98


CHOQUES CONTRA OBJETOS INMÓVILES

1. Habilitar en el centro de trabajo una serie de pasillos o zonas de paso,

que deberán tener una anchura adecuada al número de personas que hayan

de circular por ellos y a las necesidades propias del trabajador. Sus

dimensiones mínimas serán las siguientes: a) 1,20 metros de anchura para

los pasillos principales. b) 1 metro de anchura para los pasillos secundarios.

2. Dichas zonas de paso deberán estar libres de obstáculos. Señalizar

zonas de almacenamiento.

3. Todo lugar por donde deban circular o permanecer los trabajadores

estará protegido convenientemente a una altura mínima de 1,80 metros

cuando las instalaciones a ésta o a mayor altura puedan ofrecer peligro para

el paso o estancia del personal. Cuando exista peligro a menor altura se

prohibirá la circulación pro tales lugares, o se dispondrán pasos superiores

con las debidas garantías de solidez y seguridad.

4. Las zonas de paso junto a instalaciones peligrosas deben estar

protegidas.

5. La superficie de trabajo debe estar libre de obstáculos tanto en el

suelo como en la altura. Eliminar obstáculos, señalizar o mejorar la

disposición de objetos.

6. Todos los lugares de trabajo o tránsito tendrán iluminación natural,

artificial o mixta apropiada a las operaciones que se ejecuten. Siempre que

sea posible se empleará la iluminación natural. Se deberá graduar la luz en

los lugares de acceso a zonas de distinta intensidad luminosa. Prever

espacios necesarios, tanto para almacenamientos fijos como eventuales del

proceso productivo.

CAÍDAS DE OBJETOS DESPRENDIDOS

1. Los espacios de trabajo estarán libres del riesgo de caídas de objetos

por desprendimiento, y en el caso de no ser posible deberá protegerse

adecuadamente a una altura mínima de 1,80 m. mediante mallas,

barandillas, chapas o similares, cuando por ellos deban circular o

permanecer personas.

99


2. Las escaleras, plataformas,… serán de material adecuado, bien

construidas y adosadas y ancladas sólidamente de manera que se impida el

desprendimiento de toda o parte de ella.

3. El almacenamiento de materiales se realizará en lugares específicos,

delimitados y señalizados.

4. Cuando el almacenamiento de materiales sea en altura éste ofrecerá

estabilidad, según la forma y resistencia de los materiales.

5. Las cargas estarán bien sujetas entre sí y con un sistema adecuado de

sujeción y contención (flejes, cuerdas, contenedores, etc.).

6. Los materiales se apilarán en lugares adecuados, los cuales estarán

en buen estado y con resistencia acorde a la carga máxima (palet,

estanterías, etc.).

7. Los almacenamientos verticales (botellas, barras, etc.) estarán

firmemente protegidos y apoyados en el suelo, y dispondrán de medios de

estabilidad y sujeción (separadores, cadenas, etc.).

8. Los accesorios de los equipos de elevación (ganchos, cables,…) para la

sujeción y elevación de materiales tendrán una resistencia acorde a la carga

y estarán en buen estado.

9. Las cargas transportadas estarán bien sujetas con medios adecuados,

y los enganches, conexiones, etc., se realizarán adecuadamente (ganchos

con pestillos de seguridad…).

CAÍDAS DE PERSONAS A DISTINTO NIVEL

1. Las aberturas en los pisos estarán siempre protegidas con barandillas

de altura no inferior a 0,90 metros y con plintos y rodapiés de 15

centímetros de altura.

2. Las aberturas en las paredes que estén a menos de 90 centímetros

sobre el piso y tengan unas dimensiones mínimas de 75 centímetros de alto

por 45 centímetros de ancho, y por las cuales haya peligro de caída de más

de dos metros, estarán protegidas por barandillas, rejas u otros resguardos

que complementen la protección hasta 90 centímetros sobre el piso y que

sean capaces de resistir una carga mínima de 150 kilogramos por metro

lineal.

100


3. Las plataformas de trabajo que ofrezcan peligro de caída desde más

de dos metros estarán protegidas en todo su contorno por barandillas y

plintos.

4. Las barandillas y plintos o rodapiés serán de materiales rígidos y

resistentes. La altura de las barandillas será de 90 centímetros como

mínimo a partir del nivel del piso, y el hueco existente entre el plinto y la

barandilla estará protegido por una barra horizontal o listón intermedio, o

por medio de barrotes verticales con una separación máxima de 15

centímetros. Serán capaces de resistir una carga de 150 kilogramos por

metro lineal. Los plintos tendrán una altura mínima de 15 centímetros sobre

le nivel del piso.

5. Los pisos y pasillos de las plataformas de trabajo serán

antideslizantes, se mantendrán libres de obstáculos y estarán provistas de

un sistema de drenaje que permita la eliminación de productos

resbaladizos.

6. En el caso de disponer y utilizar escaleras fijas y de servicio, escalas,

escaleras portátiles o escaleras móviles hay que adoptar las medidas

preventivas correspondientes a dichas instalaciones o medios

7. Igualmente, en el caso de utilizar andamios: de borriquetes, colgados,

tubulares o metálicos sobre ruedas, hay que adoptar las medidas

preventivas correspondientes a dichos medios auxiliares

8. La iluminación en el puesto de trabajo tiene que ser adecuada al tipo

de operación que se realiza.

9. Los tablones que constituyan el piso del andamio, estarán unidos

entre sí.

10. Los tablones que forman el piso del andamio, se dispondrán al

objeto de evitar desplazamiento o deslizamientos.

11. Hasta 3 m de altura se pueden emplear andamios de borriquetes

fijas y entre 3 y 6 m se emplearán borriquetes armadas de bastidores

arriostrados.

101


PISADAS SOBRE OBJETOS

1. Los materiales, herramientas, utensilios, etc., que se encuentren en

cada puesto de trabajo serán los necesarios para realizar la labor en cada

momento y los demás, se situarán ordenadamente en los soportes

destinados para ellos.

2. Se evitará dentro de lo posible que en la superficie del puesto de

trabajo, lugares de tránsito, escaleras, etc., se encuentren cables eléctricos,

tomas de corriente externas, herramientas, objetos depositados y etc., que

al ser pisados puedan producir accidentes.

3. Las superficies de trabajo, zonas de tránsito, puertas, etc., tendrán la

iluminación adecuada al tipo de operación a realizar.

4. El personal deberá usar el calzado de protección certificado, según el

tipo de riesgo a proteger.

GOLPES POR OBJETOS Y HERRAMIENTAS

1. Mantener una adecuada ordenación de los materiales delimitando y

señalizando las zonas destinadas a apilamientos y almacenamientos,

evitando que los materiales estén fuera de los lugares destinados al efecto

respetando las zonas de paso.

2. Cuando existan aparatos con órganos móviles que invadan en su

desplazamiento una zona de espacio libre, la circulación del personal

quedará señalizada con franjas pintadas en el suelo que delimiten el lugar

por donde deba transitarse.

3. Comprobar que existe una iluminación adecuada en las zonas de

trabajo y de paso.

4. Se deben disponer armarios o estantes para colocar y guardar las

herramientas. Las herramientas cortantes o con puntas agudas se

guardarán provistas de protectores de cuero o metálicos.

5. Se deben utilizar Equipos de Protección Individual certificados, en

concreto guantes y calzado, en los trabajos que así lo requieran para evitar

golpes y/o cortes por objetos o herramientas.

102


CORTES Y PINCHAZOS

1. Comprobar que las herramientas manuales cumplen con las siguientes

características:

2. Tienen que estar construidas con materiales resistentes, serán las

más apropiadas por sus características y tamaño a la operación a realizar y

no tendrán defectos ni desgaste que dificulten su correcta utilización.

3. La unión entre sus elementos será firme, para evitar cualquier rotura

o proyección de los mismos.

4. Los mangos o empuñaduras serán de dimensión adecuada, no

tendrán bordes agudos ni superficies resbaladizas y serán aislantes en caso

necesario.

5. Las partes cortantes y punzantes se mantendrán debidamente

afiladas.

6. Las cabezas metálicas deberán carecer de rebabas.

7. Se adaptarán protectores adecuados a aquellas herramientas que lo

admitan.

8. Adoptar las siguientes instrucciones para el manejo de herramientas

manuales:

9. De ser posible, evitar movimientos repetitivos o continuados.

10. Mantener el codo a un costado del cuerpo con el antebrazo

semidoblado y la muñeca en posición recta.

11. Usar herramientas livianas, bien equilibradas, fáciles de sostener y

de ser posible, de accionamiento mecánico.

12. Usar herramientas diseñadas de forma tal que den apoyo a la mano

de la guía y cuya forma permita el mayor contacto posible con la mano.

Usar también herramientas que ofrezcan una distancia de empuñadura

menor de 10 cm., entre los dedos pulgar e índice.

13. Cuando se usan guantes, asegurarse de que ayuden a la actividad

manual pero que no impidan los movimientos de la muñeca o que obliguen

a hacer una fuerza en posición incómoda.

14. Durante su uso estarán libres de grasas, aceites y otras sustancias

deslizantes.

103


15. Los trabajadores recibirán instrucciones precisas sobre el uso

correcto de las herramientas que hayan de utilizar, sin que en ningún caso

puedan utilizarse con fines distintos para los que están diseñadas

CAÍDAS DE OBJETOS EN MANIPULACIÓN MANUAL

1. En la manipulación manual de cargas y el operario debe conocer y

utilizar las recomendaciones conocidas sobre posturas y movimientos

(mantener la espalda recta, apoyar los pies firmemente, etc.).

2. No deberá manipular cargas consideradas excesivas de manera

general (PL); según su condición, (mujer embarazada, hombre joven,

)según su utilización (separación del cuerpo, elevación de la carga, etc.).

3. Deberá utilizar los equipos de protección especial adecuado (calzado,

guantes, ropa de trabajo).

4. No se deberán manipular objetos que entrañen riesgos para las

personas debido a sus características físicas (superficies cortantes, grandes

dimensiones o forma inadecuada, exentos de sustancias resbaladizas, etc.).

5. A ser posible deberá disponer de un sistema adecuado de agarre.

EXPOSICIÓN A CONTACTOS ELÉCTRICOS INDIRECTOS

1. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).No habrá humedades

importantes en la proximidad de las instalaciones eléctricas.

2. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).Todas las masas con

posibilidad de ponerse en tensión por avería o defecto, estarán conectadas

a tierra.

3. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).Los cuadros metálicos

que contengan equipos y mecanismos eléctricos estarán eficazmente

conectados a tierra.

4. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).En las máquinas y

equipos eléctricos, dotados de conexión a tierra, ésta se garantizará

siempre.

104


5. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).En las máquinas y

equipos eléctricos, dotados con doble aislamiento éste se conservará

siempre.

6. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).Las bases de enchufe

de potencia, tendrán la toma de tierra incorporada.

7. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).Todos los receptores

portátiles protegidos por puesta a tierra, tendrán la clavija de enchufe con

toma de tierra incorporada.

8. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios).Todas las instalaciones

eléctricas estarán equipadas con protección diferencial adecuada.

EXPOSICIÓN A CONTACTOS ELÉCTRICOS DIRECTOS

1. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Mantener siempre

todos las cajas de conexiones cerradas.

2. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Garantizar el

aislamiento eléctrico, de todos los cables activos.

3. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Los empalmes y

conexiones estarán siempre aislados y protegidos.

4. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) La conexión a

máquinas se hará siempre mediante bornas de empalme, suficientes para el

número de cables a conectar.

5. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Estas bornas irán

siempre alojadas en cajas registro, que en funcionamiento estarán siempre

tapadas.

6. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Todas las cajas

registro, empleadas para conexión, empalmes o derivación, en

funcionamiento estarán siempre tapadas.

7. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Todas las bases de

enchufes estarán bien sujetas, limpias y no presentarán partes activas

accesibles.

8. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Todas las clavijas de

conexión estarán bien sujetas a la manguera correspondiente, limpias y no

presentaran partes activas accesibles, cuando están conectadas.

105


9. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Todas las líneas de

entrada y salida Al inversor, contador, etc estarán perfectamente sujetas y

aisladas.

10. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) Cuando haya que

manipular en una instalación eléctrica: cambio de fusibles, etc., hacerlo

siempre con la instalación desconectada.

11. En baja tensión (B.T., menos de 1.000 Voltios) El personal

especializado para la realización de los trabajos empleará Equipos de

Protección Individual adecuados.

SOBREESFUERZOS FÍSICOS PUNTUALES

1. Siempre que sea posible la manipulación de cargas se efectuará

mediante la utilización de equipos mecánicos (Por equipo mecánico se

entenderá en este caso no sólo las específicas de manipulación, como

carretillas automotrices, puentes-grúa, etc., si no cualquier otro mecanismo

que facilite el movimiento de las cargas, como: a) Carretillas manuales b)

Transportadores c) Aparejos para izar d) Cadenas e) Cables f) Cuerdas g)

Poleas, etc.

2. La única forma de evitar el sobreesfuerzo es la utilización de

cinturones de protección (abdominales), así como tener en cuenta las

siguientes normas: a) Mantener los pies separados y firmemente apoyados.

b) Doblar las rodillas para levantar la carga del suelo, y mantener la espalda

recta. c) No levantar la carga por encima de la cintura en un solo

movimiento. d) No girar el cuerpo mientras se transporta la carga. e)

Mantener la carga cercana al cuerpo, así como los brazos, y éstos los más

tensos posible. f) Finalmente, si la carga es excesiva, pedir ayuda a un

compañero. g) Como medidas complementarias puede ser recomendable la

utilización de cinturones de protección (abdominales), fajas, muñequeras,

etc.

106

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 5. Desmantelamiento y Restitución

5. DESMANTELAMIENTO Y RESTITUCIÓN

5.1 OBJETO Y ANTECEDENTES DE DESMANTELAMIENTO

El objeto de este apartado es el de establecer las condiciones

necesarias para llevar a cabo la ejecución de los trabajos de

desmantelamiento y restauración del parque solar constituido por 3

instalaciones fotovoltaicas de 100Kw de potencia nominal de conexión a

red, en la finca “La Barberisca” situada en la parcela 56 del polígono 10 en

la localidad de Utrera (Sevilla), si éstos fuesen necesarios. Las

características de las instalaciones se muestran en el primer apartado de

memoria.

Se redacta siguiendo lo especificado en la Ley 7/2002, Ley de

Ordenación Urbanística de Andalucía, en concreto en la modificación de

dicha ley incorporada mediante la Ley 18/2003. En ella se añadió una nueva

disposición aparecida en BOJA de 31 de Diciembre de 2003 según la que se

establece que, durante el periodo de vigencia del Plan Energético de

Andalucía 2003-2006, las autorizaciones para los actos de construcción o

instalación de infraestructuras, servicios, dotaciones o equipamiento

vinculados a la generación mediante fuentes energéticas renovables, será

necesario presentar ante la Consejería de Empleo y Desarrollo Tecnológico

un proyecto desmantelamiento y restitución de los terrenos.

Con posterioridad, se publica la instrucción 4/2004 de la Dirección

General de Urbanismo en relación con los informes a emitir por la

Consejería de Obras Públicas sobre la implantación de Parques eólicos en

Andalucía, previstos en la disposición adicional séptima de la ley de

Ordenación Urbanística de Andalucía. En esta instrucción, que consideramos

también de aplicación en los proyectos de parques solares fotovoltaicos, se

menciona la autorización que debe emitir la Consejería de Empleo y

Desarrollo Tecnológico, donde deben incluirse las condiciones para el

cumplimiento de lo dispuesto en el apartado 6 del artículo 52, entre ellas la

107


prestación de garantía por una cuantía igual al importe de los gastos de

restitución de los terrenos a su estado original.

5.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS DE DESMANTELAMIENTO.

Las fases de las obras de desmantelamiento son las siguientes:

• Desmantelamiento de la instalación eléctrica.

• Desmantelamiento de la infraestructura común de evacuación.

• Desmantelamiento de los sistemas de acondicionamiento de potencia.

• Desmantelamiento de los módulos fotovoltaicos

• Desmantelamiento de las estructuras soporte.

• Restauración vegetal y paisajística.

I. DESMANTELAMIENTO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA.

La instalación eléctrica se realiza en distintos tramos: un primer

tramo de interconexión entre módulos con cables fijos a la estructura, un

segundo tramo, una red de canalizaciones o zanjas subterráneas hasta el

inversor y un último tramo, desde el inversor hasta el centro de

transformación, pasando por la caja de protección y medida y la acometida

(circuito AC), fijos sobre los paramentos verticales de los módulos

prefabricados habilitados para estos equipos.

Los trabajos de desmantelamiento de la instalación eléctrica

consistirán en:

• Desconexión de cableado de interconexión de módulos. Acopio en

camión para transporte, ya sea a vertedero autorizado o a otro

emplazamiento para su posterior reciclado/reutilización.

• Recuperación y transporte a vertedero autorizado de cableado

eléctrico instalado en arquetas bajo tubo. Acopio en camión y

transporte a vertedero autorizado o, al igual que en el caso anterior,

a otro emplazamiento para su posterior reutilización/reciclado.

• Desconexión y desmontaje de elementos de conexión y protección y

acopio en camión de transporte.

108


• Otro trabajo que forma parte del desmantelamiento de la instalación

eléctrica es el desmantelamiento de las zanjas por las que discurre el

cableado eléctrico de las instalaciones. De acuerdo con esto, con

posterioridad al desmontaje de las estructuras soporte de las

instalaciones fotovoltaicas se llevarán a cabo estos trabajos. Para

ello, se recuperarán todas las arquetas y se trasladarán, en

camiones, a vertederos autorizados. Por último, habrá que restituir

las zonas afectadas del terreno mediante relleno de zanjas.

II. DESMANTELAMIENTO DE SISTEMAS DE ACCIONAMIENTO DE

POTENCIA.

En paralelo al desmantelamiento de toda la instalación eléctrica se

desconectarán los inversores de todas las instalaciones. En el caso de este

campo solar, todos los inversores son equipos de grandes dimensiones, por

lo que será necesaria la ayuda de una carretilla elevadora o grúa para

acopiar los inversores en camión.

Los inversores serán trasladados para su posterior utilización y, si

ésta no es posible, se llevarán a vertedero autorizado.

III. DESMANTELAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA COMÚN DE

EVACUACIÓN.

La infraestructura común de evacuación es objeto de un proyecto

independiente a los proyectos de ejecución de las instalaciones fotovoltaicas

que constituyen el parque solar y, una vez ejecutada dicha infraestructura,

ésta pasa a ser propiedad de la compañía distribuidora (en este caso, de

SEVILLANA ENDESA), en virtud de lo especificado en la Resolución de 23 de

Febrero de 2005 de la Dirección General de Industria, Energía y Minas de la

Junta de Andalucía.

No obstante, en este proyecto se describen los trabajos que serían

necesarios para proceder al desmantelamiento de dichas instalaciones.

109


En principio, es necesaria la desconexión de la extensión de la línea y

de toda la infraestructura común de evacuación del resto de la red de

distribución en el punto en el que se realiza la conexión en Media Tensión

para asegurar el buen funcionamiento de la red.

En segundo lugar, habrá que proceder al desmontaje de todos los

equipos, de los elementos que constituyen los centros de transformación y

de los postes y la línea de Media Tensión que se ejecuta como extensión de

la red de SEVILLANA ENDESA.

Para realizar los trabajos anteriores, se hará uso de un camión grúa

en el que se acopiarán todos los materiales y, a continuación, se

transportarán a vertedero autorizado.

IV. DESMANTELAMIENTO DE LOS MÓDULO FOTOVOLTAICOS.

Para llevar a cabo el desmontaje de los módulos que constituyen el

generador fotovoltaico, hay que tener en cuenta que éstos están unidos a la

estructura soporte mediante tornillería, en las cuatro esquinas de su marco.

Una vez desmontados, los módulos se trasladarán a un camión,

haciendo uso para ello de una carretilla elevadora y grúa.

En caso de la no reutilización de los módulos fotovoltaicos se podrán

utilizar medios mecánicos para el achatarramiento y compactación de los

mismos, con objeto de minimizar el volumen. En cualquier caso, los

módulos fotovoltaicos constituyen un sustrato completamente inerte y se

puede considerar como material de construcción, por lo que no requerirán

ningún tratamiento específico previo a su vertido en emplazamientos

autorizados.

110


V. DESMANTELAMIENTO DE LA ESTRUCTURA SOPORTE.

Para realizar el desmantelamiento de las estructuras soporte de los

módulos fotovoltaicos, el primer paso es el desmontaje y el achatarramiento

de los mismos.

Los materiales metálicos que se obtienen, se acopiarán y se cargarán

en camión con la ayuda de una carretilla elevadora y/o un camión grúa.

Posteriormente, es necesario trasladar estos materiales a un vertedero

autorizado.

VI. RESTAURACIÓN VEGETAL Y PAISAJÍSTICA.

Dado que el terreno que nos ocupa se trata de suelo agrícola y por

tanto con cambio de cultivo anual, su restauración a la situación original no

requiere ningún tratamiento de replantación arbórea, matorral ni cualquier

otra vegetación.

Aunque no se estima estrictamente necesario, se contempla la

posibilidad de un aporte de tierra vegetal en determinadas zonas más

afectadas del parque y el esparcimiento de semillas silvestres para acelerar

que aflore la vegetación en el terreno. Se estima un aporte de tierra vegetal

en torno a 1.000 m3.

111


112

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 6. Bibliografía

6. BIBLIOGRAFÍA

Lillo Isidoro; APUNTES DE CLASE BLOQUE DE ENERGÍA SOLAR

FOTOVOLTAICA DE LA ASIGNATURA ENERGÍAS RENOVABLES CURSO

2006/2007. ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS DE LA

UNIVERSIDAD DE SEVILLA.

Departamento de Energía Solar del IDAE; PLIEGO DE CONDICIONES

TÉCNICAS DE INSTALACIONES CONECTADAS A RED.

Falk Antony; FOTOVOLTAICA PARA PROFESIONALES: DISEÑO,

INSTALACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PLANTAS SOLARES

FOTOVOLTAICAS.

113

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 6. Bibliografía

114

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 7. Índice de Planos

7. ÍNDICE DE PLANOS

PLANO 1: REPLANTEO

PLANO 2: ESQUEMA UNIFILAR DE LA INSTALACIÓN

PLANO 3: CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

115

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW 7. Índice de Planos

116

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW Anexo de Catálogos y Documentación Técnica de equipos

ANEXO DE CATALÓGOS Y DOCUMENTACIÓN

TÉCNICA DE EQUIPOS

MÓDULO FOTOVOLTAICO STM-180 F

INVERSOR SOLARMAX 100C

ESTRUCTURA SOLAR GIANT II

CENTRO MONOBLOQUE PFU DE ORMAZABAL

TRANSFORMADOR 630 KVA/36 KV ORMAZABAL

117

Diseño de un Huerto Solar de 300 kW Anexo de Catálogos y Documentación Técnica de equipos

118

MÓDULO SOLAR STM 180 F / STM 185 F

TECNOLOGÍA PUNTA PARA EL MÁXIMO RENDIMIENTO.

Más producción sobrela misma superfície

Casi una década de experiencia y cientos de

Megawatios de potencia instalados en toda

Europa, nos han convertido en líderes de mercado

en desarrollo de sistemas llave en mano para

energía solar fotovoltaica. Esto hace que las

expectativas de nuestros clientes sean elevadas,

lo que nos obliga a utilizar sólo componentes

de la más alta calidad. Los módulos solares

STM 180 F y 185 F, producidos en exclusiva

para SunTechnics, han sido diseñados para

satisfacer las exigencias de nuestros clientes.

Destacan por su alta producción y una vida útil

extraordinariamente larga. En el desarrollo

de los módulos STM 180 F y STM 185 F,

SunTechnics ha aplicado la experiencia adquirida

en miles de instalaciones de energía solar

realizadas desde 1996 en todo el mundo. El

resultado son dos módulos robustos, potentes y

fáciles de instalar. Soluciones ideales para todo

tipo de instalaciones y referentes de calidad

y fiabilidad.

STM 180 F / STM 185 FDATOS TÉCNICOS

Célula monocristalina de alto rendimientoFrontal de baja reflexión constituido por uncristal de seguridad

Robusto marco de aluminio, libre de corrosión

STM 180 F y 185 F – exclusivamente de SunTechnics

Vista lateral delSTM 180 F / 185 F

Los mejores materiales y una fabricación

altamente controlada - Un marco de aluminio

anodizado, resistente a la corrosión, garantiza

la durabilidad de nuestros módulos STM 180 F

y STM 185 F. Gracias a la excelente eficiencia

del módulo se garantiza la máxima producción.

A pesar de sus compactas dimensiones,

alcanza una potencia máxima de 180 o 185

Wp. Las 48 células monocristalinas de alto

rendimiento, que componen este módulo de

compactas dimensiones, están protegidas por

un vidrio solar especial que minimiza las

reflexiones, permitiendo así, alcanzar los más

sorprendentes resultados.

Si desea más información, póngase en contacto

con su asociado SunTechnics más cercano o llame

a nuestra línea gratuita: 900 810 070.

Vista posterior del STM 180 F / 185 FDat

os

técn

icos

suje

tos

a m

odific

acio

nes

- a

ctual

izac

ión 0

5/2

006

180 / 185 Wp de potencia nominal pico (STC)

+/- 5 % de tolerancia de potencia

25 años de garantía al 80 % de lapotencia mínima nominal

2 años de garantía de producto

48 células monocristalinas de alto rendimiento

Conectores tipo Multi-Contact

Marco: Aluminio

Dimensiones: 1318 x 994 x 46 mm (L/B/T)

Peso: 16 kg

Certificación: IEC 61215,Clase de protección eléctrica II

STM 180 F STM 185 F

1000 W/m², STC:

Pmax 180 W 185 W

Isc 8,37 A 8,54 A

Uoc 30,0 V 30,2 V

Impp 7,6 A 7,7 A

Umpp 23,7 V 24,0 V

NOCT (800 W/m², 25 °C,Velocidad del viento 1m/s, AM 1,5) 47,5 °C

Coeficiente de Temperatura Isc 3,35 mA/°C

Coeficiente de Temperatura Uoc -0,096 V/°C

Tensión máxima del sistema 1000 V

Caja deConexión:IP 65

SunTechnics Técnicas Solares, S.L. | c/ Golfo de Salónica, nº 27 - 2ª Planta | 28033 Madrid

Tel.+34-917 276 111 | Fax +34-917 276 110 | [email protected] | www.SunTechnics.com

SolarMax Serie CInversores centrales Energía solar: una inversión en el futuro El futuro pertenece a las energías renovables y, por ende, también a la energía solar. Su intención en invertir en energías renovables es la prueba evidente de que usted ha reconocido los signos del tiempo. Usted aboga por la protección medioambiental y una naturaleza equilibrada – también para las generaciones venideras. Con los in-versores centrales SolarMax, usted cuenta con componentes para la producción de energía solar a bajo coste.

El inversor central SolarMax representa toda una serie de ventajas, tanto en cuanto a efi ciencia como en cuanto a potencial de ahorro.

Efi ciencia y capacidad: con su alto nivel de efi ciencia pico del 96%, la amplia garantía por varios años y su bajo peso, los inversores centrales SolarMax son sinónimo de ventajas inigualables y decisivas.Calidad a un atractivo precio: a pesar de su atractivo precio, el SolarMax convence por su calidad y nuestro servicio veloz y competente.

Duradero y seguro: todos los inversores SolarMax han sido certifi cado por TÜV Rheinland, garantizando un grado óptimo de durabilidad e inmunidad contra interferencias de sus componentes. Porque ya en la fase de desarrollo se asigna la máxima prioridad a la seguridad de operación. SolarMax es uno de los pocos dispositivos que cuentan con un concepto para alta seguridad de operación, una técnica optimada para el rendimiento y un control con procesador de señales digitales (DSP).

Máxima facilidad: los inversores centrales SolarMax son fáciles de instalar. La puesta en operación es muy sencilla y requiere poco tiempo.

Un completo „paquete de confi anza“: mediante un contrato de servicio, la operación perfecta del SolarMax queda garantizada hasta por 20 años. De esta forma se dispone de la necesaria seguridad de planifi cación a lo largo del período rentable de la inversión.

Líder del mercado con tecnología perfeccionada a lo largo de muchos años: Sputnik Engineering dispone de más de 15 años de experiencia con los dispositivos SolarMax, con más de 2500 inversores centrales actu-almente en operación.

Nuestro equipo técnico le asiste y aconseja desde la fase de planifi cación hasta la puesta en operación de su instalación solar.

Especifi caciones Técnicas SolarMax 20 C SolarMax 25 C SolarMax 30 C SolarMax 35 C SolarMax 50C SolarMax 80C SolarMax 100C SolarMax 300C

Lado de entrada (CC) Potencia CC* máxima 24 kW 33 kW 40 kW 45 kW 66 kW 105 kW 130 kW 400 kW Rango de tensiones MPP 430...800 VCC

Tensión de entrada máxima 900 VCC

Generador solar, rango de tensiones STC (ayuda para la determinación de la conexión modular de las cédulas de señal polo y mono)

540...635 VCC

Corriente de entrada 0...48 ACC 0...63 ACC 0...75 ACC 0...78 ACC 0...120 ACC 0...180 ACC 0...225 ACC 0 ... 720 ACC

Separación de corrientes < 4 % peak-peak

Característicasn Compacto inversor senoidal PWM

n Máxima efi ciencia

n Efi ciencia MPP mayor al 99%

n Procesador de señales digitales (DSP)

n Atractiva relación precio/rendimiento

n Bajo peso y poca necesidad de espacio

n Idóneo para ubicación sin calefacción

n Garantía de 2 años

n Opción de extensión de garantía hasta de 20 años

n Interfaz para MaxCommBasic integrado

n Opción MaxControl para alarma automática, supervisión del inversor y evaluación de datos de rendimiento

n SolarMax ha sido certifi cado por TÜV Rheinland

n Plazos de entrega dentro del período de planifi cación

n Hotline y servicio expreso

Lado de salida (CA) Potencia nominal 20 kW 25 kW 30 kW 35 kW 50 kW 80 kW 100 kW 300 kW Potencia máxima 22 kW 27.5 kW 33 kW 38.5 kW 55 kW 88 kW 100 kW 330 kW Tensión 3 * 400 +10% / -15% VCA

Corriente de salida 0...31 ACA 0...38 ACA 0...46 ACA 0...54 ACA 0...77 ACA 0...122 ACA 0...153 ACA 0 ... 459 ACA

Factor de potencia (PF) > 0.98 Frecuencia 50 +/- 1 Hz Factor de vibración < 3 %

Datos de sistema Consumo nocturno 2..7 W Rendimiento máximo 96 % Rendimiento europeo 94.8 % Temperatura ambiente - 20 °C ... 40° C Tipo de protección IP 20 Forma de conexión PWM (IGBT) con transformador Humedad relativa del aire 0...98 % sin condensación Según la CE EN 61000-6-2, EN 61000-6-4, EN 50178 Símbolo de verifi cación certifi cado por TÜV Rheinland Indicación Display LC de dos líneas con iluminación de fondo Comunicación de datos Interfaz RS232 / RS485 integrado Siones (anch x pro x alt) 57 x 57 x 117 cm 120 x 80 x 130 cm 2 x

120x80x180cm Peso 275 kg 275 kg 370 kg 370 kg 735 kg 805 kg 935 kg 2600 kg

*) dimensiones recomendadas sobre el 15% (estudio de ISE Fraunhofer) Reservados todos los derechos. Texto sujeto a modifi caciones o errores.

TÜVRheinland

Product Safety

BAUARTGEPRÜFT

TYPEAPPROVED

02/0

7 es

www.solarmax.com

El SolarGigant II ha sido concebido especialmente para su

aplicación en instalaciones fotovoltaicas de grandes dimen-

siones en espacio libre. En una superficie de hasta 50 m2

pueden distribuirse los módulos en un número variable de

filas y columnas. Al estar fabricado en aluminio, el sistema

SolarGigant II ofrece grandes posibilidades de ahorro en la

inversión de la instalación.

Aspectos ecológicos

El diseño del campo de módulos del SolarGigant II permite que suficiente luz

y humedad lleguen al área subyacente. En este área puede desarrollarse una

abundante y variada flora y la fauna correspondiente. De este modo, la

superficie a cubrir por la instalación fotovoltaica de grandes dimensiones no

sólo sirve para la generación de energía solar, sino que ofrecerá cobijo a

plantas y animales propios de la región.

Altura óptima

Dado que la distancia entre el borde inferior de los módulos y el suelo es de

aproximadamente 1,1 m1, el terreno puede ser aprovechado por ovejas y/o

cabras, por ejemplo. Debido a su altura, los módulos además no pueden ser

dañados ni ensuciados por los animales. A esta altura, los módulos también

están protegidos contra posibles acumulaciones de nieve.

Montaje rápido

Todos los elementos están preconfeccionados según el módulo elegido. Los

módulos sólo se tienen que deslizar en los perfiles de encaje desde arriba.

De esta manera, queda garantizado un rápido montaje.

Alta seguridad

A petición2 puede equipar el SolarGigant II con una estática examinable para

cumplir con el requisito para la solicitud de una licencia de construcción. La

capacidad de carga del sistema es conforme a la norma DIN 1055.

Máxima durabilidad

Todos los elementos están construidos en aluminio y acero inoxidable. Su

alto grado de resistencia a la corrosión garantiza una larga vida útil y permite

su total reciclaje.

Resistencia garantizada

Conergy ofrece una garantía de resistencia de los materiales empleados de

10 años.

FO

TO

VO

LT

AIC

A

Sistemas de montaje para la fotovoltaica | Datos técnicos

SolarGigant II

Soporte desuelo

Módulos conmarco

Vertical

Carga de nieve1,4 kN/m2

Garantía sobreel material

Horizontal

1 Variable a petición2 Con recargo (indíquese en el pedido)

FO

TO

VO

LT

AIC

A

Sistemas de montaje para la fotovoltaica | Datos técnicos

SolarGigant II

Cuadro de conjunto

Módulo fotovoltaico con marco

Perfiles de encaje para los módulos fotovoltaicos1

Travesaño

Soporte

Diagonal

Refuerzos

Base o placas pesadas2g

f

e

d

c

b

a

Datos técnicos del SolarGigant II:

Lugar de montaje Suelo

Carga de nieve Hasta carga de nieve 1,4 kN/m2, máx. 500 m sobre el nivel del mar

Módulos fotovoltaicos Con marco

Distribución de los módulos (estándar) 4 filas de a 7 módulos (28 módulos por bastidor)3

Orientación de los módulos Horizontal, vertical

Ángulo de inclinación 15°–35°

Tamaño del campo de módulos Máx. 10,0 x 5,0 m (ancho x alto)

Distancia borde inferior de los módulos - suelo 1,1 m4

Normas Cumple con la norma DIN 10555, Eurocode 9, parte 1.1

Perfiles del soporte Aluminio extrusionado (AlMgSi 0,5)

Piezas pequeñas Acero inoxidable (V2A)

Color Natural

Protección contra rayos Opcional, con recargo

Garantía 10 años en la resistencia de los materiales

1 Número de cabrios según número y tamaño de los módulos2 No incluido en el volumen de suministro; ofrecemos un cálculo de carga individualizado

(con recargo).3 Otras disposiciones son posibles si no se exceden las medidas máximas del soporte

y dependiendo de las medidas de los módulos.4 Variable a petición5 A petición con estática examinable, con recargo (por favor, indíquese en el pedido)

Puede ser adquirido en:

Para más información: www.conergy.com

Sujeto a cambios técnicos.

2005 © Conergy AG

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a

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Los Centros de Transformación PFU constan de una envolventede hormigón, de estructura monobloque, en cuyo interior seincorporan todos los componentes eléctricos: desde laaparamenta de Media Tensión, hasta los cuadros de BajaTensión, incluyendo los transformadores, dispositivos de Controle interconexiones entre los diversos elementos.

Estos Centros de Transformación presentan como esencialventaja el hecho de que tanto la construcción, como el montajey equipamiento interior pueden ser realizados íntegramenteen fábrica, garantizando con ello una calidad uniforme yreduciendo considerablemente los trabajos de obra civil ymontaje en el punto de instalación. Además, su cuidado diseñopermite su instalación tanto en zonas de carácter industrialcomo en entornos urbanos.

UTILIZACIÓN

PRESENTACIÓN

Los Centros de Transformación PFU permiten la realización delos esquemas habituales de suministro eléctrico, que incorporenhasta 2 transformadores, con una potencia unitaria máximade 1000 kVA(1).

ÁMBITO DE APLICACIÓN INSTALACIÓN

PFU-5 con 2 transformadores de 1000 kVA

La instalación de los PFU es especialmente sencilla ya que lasoperaciones “in situ” pueden reducirse a su posicionamientoen la excavación, y al conexionado de los cables de acometida,que se introducen en los Centros a través de unos agujerossemiperforados en sus bases.

3

Centros de TransformaciónCentros Monobloque Tipo Caseta PFU

(1) Para otras condiciones, consultar a nuestro departamento Técnico-Comercial.

PFU-3 con 1 transformador

La entrada al Centro de Transformación se realiza a través deuna puerta en su parte frontal, que da acceso a la zona deaparamenta, en la que se encuentran las celdas de MediaTensión, cuadros de Baja Tensión y elementos de Control delCentro. Si las condiciones de explotación así lo exigen, esposible añadir una segunda puerta de acceso para personas,y establecer una separación física entre las celdas de laCompañía Eléctrica y las del Cliente.

Cada transformador cuenta con una puerta propia para permitirsu extracción del Centro o acceso para mantenimiento.

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

MIE-RATUNE-EN 61330, RU 1303AUNE-EN 60298, RU 6407B

UNE 21428-1, HD 428, RU 5201DUNE 21538, HD 538UNE-EN 60439-1, RU 6302B

EXPLOTACIÓN

PFU-5 con 1 transformador y PFU-4

La envolvente de estos Centros es de hormigón armado vibrado,y se compone de 2 partes: una que aglutina el fondo y lasparedes, que incorpora las puertas y rejillas de ventilaciónnatural, y otra que constituye el techo.

Todas las armaduras del hormigón están unidas entre si y alcolector de tierra, según la RU 1303, y las puertas y rejillaspresentan una resistencia de 10 kΩ respecto a la tierra de laenvolvente.

El acabado estándar del Centro se realiza con pintura acrílicarugosa, de color blanco en las paredes, y color marrón entechos, puertas y rejillas.

CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

4

Centros Monobloque Tipo Caseta PFU

Celdas CGM

CENTROS HASTA 36 kVPFU-3 PFU-4 PFU-5

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]Altura vista [mm]

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]

Longitud [mm]Anchura [mm]Profundidad [mm]

Peso [kg]

328023803240

7,82780

310022002550

6,8

40803180560

11000

44602380324010,7

2780

428022002550

9,4

52603180

560

12500

60802380324014,5

2780

59002200255013,0

68803180

560

18000

Dimensionesexteriores

Dimensionesinteriores

Dimensionesexcavación

NOTA: Dimensiones puerta de acceso: 900/1100 x 2100 mm.Dimensiones puerta de transformador: 1260 x 2100/2400 mm.

5

Centros de Transformación

CENTROS HASTA 24 kVPFU-3 PFU-4 PFU-5

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]Altura vista [mm]

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]

Longitud [mm]Anchura [mm]Profundidad [mm]

Peso [kg]

328023803045

7,82585

310022002355

6,8

40803180

560

10500

44602380304510,7

2585

428022002355

9,4

52603180

560

12000

60802380304514,52585

59002200235513,0

68803180560

17000

Dimensionesexteriores

Dimensionesinteriores

Dimensionesexcavación

Centros Monobloque Tipo Caseta PFU

Para transformadores de más de630 kVA se añaden unas rejillasde ventilación adicionales en lapared lateral.

6

PFU-31 transformador

PFU-4sin transformador

PFU-3sin transformador

3280

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior

Arena de nivelación

3100

Celdas MT

2200

32802380

Vista Posterior


3100

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

100

460

Altu

ra v

ista

Vista Posterior


4480

4280

Celdas MT

2200

2380

100

460

Altu

ra v

ista

PFU-41 transformador

PFU-51 transformador2 puertas de acceso

Para transformadoresde más de 630 kVAse añaden unasrejillas de ventilaciónadicionales en lapared lateral.


7

Centros de Transformación

PFU-52 transformadores


4480 100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior


4280

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

Vista Posterior


6080

5900

Celdas MT

2200

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Trafo Trafo

Cuadros BT

6080

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior


5900

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

Estos transformadores cumplen las siguientes características:

Transformadores trifásicos, 50 Hz para instalación en interioro en exterior.Sumergidos en aceite mineral de acuerdo a la normaUNE 21-320/5-IEC 296.(otros dieléctricos líquidos bajo pedido).Cuba de aletas.Refrigeración natural (ONAN).El color de la capa exterior será azul verdoso muy oscurodel tipo 8010-B10G según norma UNE 48103.(otros colores bajo pedido)

DESCRIPCIÓN

Desde 250 hasta 2500 kVA • Nivel de Aislamiento 36 kVTransformadores sumergidos en dieléctrico líquido

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS

4

Conmutador de regulación maniobrable sin tensiónPasatapas MT de porcelanaPasabarras BT de porcelana2 Terminales de tierraDispositivo de vaciado y toma de muestrasDispositivo de llenadoPlaca de característicasPlaca de seguridad e instrucciones de servicio2 Cáncamos de elevación4 Dispositivos de arriostramiento4 Dispositivos de arrastreDispositivo para alojamiento de termómetro

ACCESORIOS DE SERIE

ACCESORIOS OPCIONALES

Potencia en kVATensiónAsignadaRegulación sin TensiónGrupo de Conexión*Pérdidas en Vacío (W)*Pérdidas en Carga (W)*Impedancia de Cortocircuito % a 75° C *Intensidad de Vacío al 100% de Vn*Nivel de Potencia Acústica*Caída de Tensióna Plena Carga %

Rendimiento (%)

PrimariaSecundaria en Vacío*

cos ϕ = 1cos ϕ = 0,8cos ϕ = 1cos ϕ = 0,8cos ϕ = 1cos ϕ = 0,8

250

78035004,52,4621,53,798,397,998,698,2

400

112049004,52,2651,33,698,598,298,798,4

630

145066504,51,8671,23,598,798,498,998,7

800

17008500

61,6681,24,498,798,498,998,7

1000

200010500

61,5681,24,498,898,599,098,7

1250

236013500

61,4701,34,498,898,499,098,7

1600

280017000

61,3711,24,498,898,599,098,7

2000

330020200

61,2731,24,498,898,699,098,8

Tensión más Elevada para el Material 36 kV420 V entre fases en vacío

± 2,5 ± 5% ó +2,5 + 5 + 7,5 + 10% (otras regulaciones bajo contrato)Dyn 11

Carga100%Carga75%

2500

410026500

61

761,24,4

98,898,599,098,8

* Otras posibilidades bajo contrato

Estos transformadores cumplen con los requisitos de la seriede normas UNE 21.428, EN-60076, IEC 76(se fabrica con otras normas bajo pedido)

NORMAS

Termómetro de 2 contactosConmutador de cambio de tensión sobre tapa (maniobrablesin tensión)Ruedas orientables bidireccionalesPiezas de conexión BT (palas)Pasatapas MT enchufablesVálvula de sobrepresiónOtros dieléctricos líquidos (silicona, midel® 7131)Relé de protección (gas, presión y temperatura)Caja de conexionesCajón cubrebornasDispositivo de recogida del dieléctrico líquido.Accesorios transformadores con depósito de expansión:Depósito de expansión, nivel de aceite, desecador silicagel,relé Buchholz.

PIEZAS DE CONEXIÓN BT (PALAS) (mm)

DesignaciónPAT 1e/630PAT 1e/1000PAT 1e/2000PAT 1e/3150PAT 1e/4000

Transformadores Eléctricos de Distribución

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Las dimensiones y pesosindicados en la tabla se dan atítulo de ejemplo paratransformadores inmersos enaceite mineral.

Dichos datos corresponden atransformadores de 250 a2500 kVA serie menor ó igualde 36 kV/420 V, y a lascaracterísticas eléctricasindicadas en la tabla precedente.Para otras tensiones, otrascaracterísticas eléctricas y otrosdieléctricos, las dimensiones ylos pesos pueden variar.

DIMENSIONESY PESOS

DIMENSIONES ESTÁNDAR (mm) (otras dimensiones bajo pedido)

* Densidad del aceite 0,88gr/cm3 a 20° C** Dimensiones sin el depósito de expansión.

Potencia en kVAA (Largo)B (Ancho)C (Alto a tapa)D1 (Alto a MT)D2 (Alto a BT)E (MT)F (MT)G (BT)H (BT)J (Carros)K (Ancho ruedas)Ø (Rueda)L (Rueda)PASABARRAS BT (d1 Métrica)PASABARRAS BT (Amp)VOL. ACEITE (Litros)*PESO TOTAL (Kg)

2501120880820130599615537514515067040125110M-20630240990

40014308909101395108616037515515067040125110M-206303001400

63015109109951480126917037514515067040125110M-3010004001800

8001780108010101495133518537515515067040125110M-4220005402270

10001860116010651550139018537515515067040125110M-4220005652455

12501870116011201605144519537516515082070200165M-4220005902585

1600**2080125013981883175818537517520082070200165M-48315011003920

2000**2140129015011986186121437520420082070200165M-48315014505520

2500**21401290150119861861214375204200

107070

200165

M-48 Cu400015605830

d1M20x2,5M30x2M42x3

M48x3

e323250

60

f º6080

100

120

PAT 1e/630 - 1000 - 20003150 y 4000

TERMINAL ENCHUFABLEACODADO

Nivel de Aislamiento 36 kV

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